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随着海上油气资源开发规模不断扩大,国内海洋油气田或将大规模采用水下井口生产模式,而国内还未有与之配套的水下修井装备和技术。本文对比了国际上现行主流的两种修井作业技术,着重介绍了两种轻型修井作业系统及其优缺点,分析了国外现有的水下修井装备发展和作业情况。最后,归纳总结了国内相关技术的发展差距和应对策略。 相似文献
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《海洋石油》2013,(4):83-88
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。 相似文献
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水下井口系统在钻完井和修井等连接作业过程中,受到波浪和海流引起的隔水管振动、平台运动以及作业性动载荷等传递而来的循环载荷作用,这些循环载荷使水下井口产生循环弯矩,导致水下井口疲劳损伤不断累积。为了促进深水水下井口系统技术进步,提高水下井口系统的安全利用水平,总结了深水水下井口系统特点,调研了水下井口在南海的应用现状和前景;分析了水下井口在损伤预测、疲劳监测、多源监测数据融合处理等疲劳损伤评估研究中的进展;总结了水下井口疲劳损伤评估研究难点,最后提出了水下井口疲劳损伤评估技术的发展方向及研究建议。水下井口疲劳损伤评估研究难点是水下井口疲劳监测水池试验待开展、缺乏多源监测数据融合的水下井口修正有限元模型。所得结论可为水下井口系统技术发展及深海应用提供参考。 相似文献
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为了降低海上边际气田水下井口排水采气成本,提高边际气田开发的经济效益,通过借鉴国内外排水采气的先进经验,
利用水下井口的脐带缆系统、化学药剂注入系统等配套设施,将泡沫排水采气、高压气源气举排水采气、高压邻井气举排水采气和
气举辅助泡沫排水采气等4 种工艺应用于水下井口,总结并设计出相应的工艺流程。应用结果表明:水下气井采用上述4 种工艺技术,
具有经济、可靠、高效的优点,在气井转入排水采气生产阶段时不需要进行修井作业,可降低排水采气成本,提高海上边际气田采收率,
可作为开发边际气田水下产水气井的技术手段。结论认为,在海上边际气田开发工程的设计及建造阶段,要对气田的全生命周期开
发形势做出充分地预测及评估,并确定合适的人工举升方式,设计与安装的脐带缆管线、水下井口阀门、生产管柱及气举阀要满足
气田中后期开发的排水采气工艺要求。该配套工艺技术为南海深水油气开发提供了技术储备。 相似文献
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随着油田开发进入中后期,修井作业任务日益繁重。传统作业方式下工人劳动强度大、作业环境恶劣、井口操作安全隐患多。文章在充分现场调研、技术分析、优化修井作业工艺的基础上,同时汲取了国内外各种自动化修井技术经验,设计出了一套全部的修井作业自动化装置。通过远程控制系统,实现管柱自动拉送排放及单根抓取、管柱扶正对中、上卸扣及吊卡自动倒换的自动化修井装置,同时实现了井口无人操作,避免了安全事故的发生。该装置设计利用UG三维软件创建出整套系统的三维实体模型。在理论分析的基础上,利用UG中的NX Nastran模块和Motion模块对其进行有限元受力与运动仿真分析,仿真试验结果为设计改进和装备制造提供了依据。该自动化装置采用液压控制,结构简单,安全可靠,拆装方便,易操作,应用前景广阔。 相似文献
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南海东部海域某深水气田应用第六代半潜式深水钻井平台West Hercules和HYSY981平台顺利完成了9口井的完井作业,平均单井作业时间为41.03 d。在介绍该气田深水完井技术工艺特点、分析完井生产管柱设计原理的基础上,结合该气田的井况及环境特点,对深水完井作业难点及施工措施进行了系统的梳理,形成了一套完善的深水完井作业技术,包括材料防腐、水合物的防治、环空圈闭压力管理、生产管柱优化设计、压裂充填作业、井筒连续清洁、水下采油树安装和更换、复杂情况应急处理、精细施工等。清井放喷测试以及投产前的功能测试表明,各井产量及完井设备工作状态均达到投产要求。该套技术可以为今后其他深水油气田完井设计和施工提供借鉴。 相似文献
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对目前我国海洋油气田无钻修机平台修井作业方式进行调研,对已经应用成熟的搬迁修井机、液压修井机、连续油管修井和投捞潜油电泵等作业方式进行综述,论证各项作业方式所适用的条件,并对技术局限性进行分析。根据我国国内海洋油气田的开发情况,制约无钻修机平台修井的瓶颈在于提高作业时效和降低作业费用。对国内海洋油气田开发趋势进行分析,未来无钻修机平台修井作业方式将有较大改进。对无钻修机平台修井作业方式进行思考和展望,整理海洋无钻修机平台修井的思路,为海洋平台开发和修井作业提供参考。 相似文献
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陵水17-2气田群为我国南海西部海域首次自营开发的深水高产大型气田,平均作业水深为1500 m。深水油气开发不仅需要克服恶劣的海上环境条件,而且面临浅部地层成岩性差、隔水导管及钻柱力学机制复杂、井控要求高等诸多技术难题。针对这些难题,采取周密的钻井技术措施,包括钻机能力评估、高精度水下定位系统、安全避让距离设计及定向井轨迹设计等,并重点应用隔水导管及水下井口稳定性分析、表层导管入泥深度校核、喷射钻进下表层导管等关键技术,安全高效地完成了钻井作业。陵水17-2项目顺利开发,进一步固化海上深水钻井安全高效的作业模式,为后续深水油气田的勘探和开发提供参考和借鉴。 相似文献
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我国深水石油钻采装备现状及发展建议 总被引:1,自引:0,他引:1
从我国自行设计建造的勘探3号半潜式石油钻井平台、渤海友谊号浮式生产储油船(FPSO)、伊朗戴维尔号30万t超大型油船(VLCC)、海洋石油941自升悬臂式钻井船、中海油3000m深水半潜式钻井平台及深水导管架等方面阐述了我国深水石油钻采装备的现状。对深水石油钻采装备国产化进行了初步探索,提出制订深海发展计划,建立多元化、多渠道的资金投入体系,开展深水钻采系列技术交流与技术储备,开发拥有自主知识产权的深水钻采装备以及优先实现大型装备配套件国产化等多项建议。 相似文献
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为了防止半潜式钻机施工过程中水下井口套管悬挂器及其连接短节发生偏磨,破坏油气井的完整性,以海上高温高压探井M井钻井过程中? 273.1 mm套管悬挂器及其连接短节发生严重偏磨事故为例,分析了作业时海况、钻井平台偏离井口的程度、隔水管挠性接头是否扭卡和套管悬挂器耐磨补心的内径等可能造成套管悬挂器偏磨的因素,结合有限元软件计算结果,提出了以精确监测钻井平台偏离井口程度和选用与套管内径一致的套管悬挂器耐磨补心为主的预防技术措施。M井填井侧钻及后续的11口井进行钻修井、弃井作业时,4台半潜式钻井平台在施工中严格采取相应的预防技术措施,套管悬挂器及连接短节未发生明显偏磨。现场应用表明,预防技术能够有效保护水下井口套挂悬挂器,保证油气井的完整性。 相似文献
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水下井口系统与隔水管系统共同构成连接平台与地下油藏的通道。钻井、完井、修井作业过程中泥浆循环导致井筒温度发生变化,并且平台运动、波浪等产生的循环动载荷通过隔水管作用于水下井口,造成水下井口疲劳损伤。首先建立深水井筒温度场计算模型,将温度场计算得到的井筒温度分布施加于水下井口精细有限元模型,采用局部等效方法得到水下井口的等效梁模型,把等效梁模型作为子模型代入隔水管-井口耦合模型中进行水下井口动态响应和疲劳损伤计算,研究泥浆循环作业过程中井筒温度对水下井口疲劳热点处疲劳损伤的影响,并研究不同水泥环返高对水下井口疲劳损伤的影响。结果表明,对于水泥环返高无缺陷的水下井口,50 h内不考虑温度影响时最大疲劳损伤发生在导管接头处,其值为1.00×10-2;考虑温度影响时最大疲劳损伤发生在套管接头处,其值为3.59×10-2。当水泥环返高缺陷分别为-2 m和-5 m时,与水泥环返高无缺陷相比,套管(接头和焊缝)的疲劳损伤减小,而导管(接头和焊缝)的疲劳损伤增加,最大损伤均发生在套管接头处,其值分别为3.55×10-2和3.48×10-2。 相似文献
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半潜式钻井平台水下井口的稳定性对整个钻井作业的安全及顺利施工至关重要,井身结构、表层固井质量、海况条件等是主要影响因素,其中任何一个出现问题都会导致水下井口失稳,造成水下井口严重偏斜甚至井眼报废.在井眼发生偏斜后,为了减少经济损失和恢复正常作业,需要纠正偏斜的水下井口.文中阐述了南海西部油田YC13-8-1井水下井口扶正施工的作业程序、工艺特点及注意事项.通过该井水下井口的扶正施工,摸索出了一套成功解决水下井口偏斜的技术,可为今后海洋钻井工程类似事件的处理提供技术参考. 相似文献
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为了解决深水半潜式平台防喷器控制系统存在系统落后、操作时间长、应急能力不足、冗余度低等问题,此文从深水半潜式钻井平台防喷器地面控制和水下控制系统分析,对比超深水半潜式钻井平台防喷器控制系统特点,结合实际现场作业经验和需求,探讨将目前深水半潜式钻井平台防喷器地面与水下控制系统进行适当的改造与升级方法,以实现较小的投入,达到快速升级防喷器控制系统和稳定安全地操作水下防喷器的目的,提出了改进升级的方法,旨在为今后我国深水半潜式钻井平台防喷器控制系统升级工作提供参考。 相似文献