Chinese Oilfield Review Spring 07

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淋胜家
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1 海上完井项目管理 Iain Caulfield Stephen Dyer Y. Gil Hilsman 美国得克萨斯州 Rosharon Kerby J. Dufrene Jose F. Garcia 特立尼达和多巴哥西班牙港在全球油气生产中来自海上井的产量比例正在迅速增长随着海上项目逐渐向深水转移必须高效完成完井设备的设计测试和施工这些项目才具有经济上的可行性特立尼达和多巴哥以及马来西亚的两个实例说明了作业公司服务公司和设备制造商之间密切合作的重要性 John C. Healy, Jr. 顾问美国得克萨斯州休斯敦 Matthew Maharaj John Powers BP 公司特立尼达和多巴哥西班牙港 Denis Staderoli 安哥拉罗安达 Mark Stracke 马来西亚吉隆坡 Tammy Webb Murphy 石油公司马来西亚吉隆坡在过去的五十年内全球年能源消耗量增长了三倍多这主要是因为发展中国家对能源需求的增长随着这些国家人口的增长以及生活水平的提高它们也将消耗更多能源陆上油气资源的缺乏与不断增长的需求促使勘探开发公司加大海上油气田的开发力度因此海上油气产量在迅速增长预计在未来五年海上油气产量将翻番下图大多数储量位于深水和超深水区域目前主要的深水油气田位于墨西哥湾巴西近海西非东南亚以及北大西洋边缘等地区[1] 在从钻井一直到废弃的整个过程中海上油气井特别是深水井都会使我们面临种种技术挑战这些井的高产能以及难以接近的特点要求有可靠的完井设计和流动保障以及可靠耐用的设备在编写本文过程中得到以下人员的帮助谨表谢意美国得克萨斯州 S u g a r L a n d 的 M a r y J o Caliandro 美国得克萨斯州Rosharon的Mark Teel和 Jeremy Walker e-fire FIV 地层隔离阀 GeoMarket PURE QUANTUM max RST 油藏饱和度测井仪 SenTREE Trip Saver 和 WellWatcher 等是斯伦贝谢公司的商标Alternate Path 是埃克森美孚公司的商标该项技术已授权给斯伦贝谢公司独家使用 1. 根据美国矿产管理局 MMS 的标准深水井是指位于水深在 1000 英尺 305 米以上的井超深水井是指位于水深超过 5000 英尺 1520 米的井有关深水开采项目更多的信息请参见 Robertson S Westwood R 和 Smith M Deep Water Enjoys Growth Surge Hart's E&P 79 卷第 5 期 2006 年 5 月 Carre G Pradie E Christie A Delabroy L Greeson B Watson G Fett D Piedras J Jenkins R Schmidt D Kolstad E Stimatz G 和 Taylor G 深水完井和固井新技术油田新技术 14 卷第 4 期 2002/2003 年冬季刊 > 陆上浅水和深水油田的历史和预测原油产量专家预计到2015 年深水油田的石油产量将增至总产量的 25%根据美国地质调查局出版物 World Petroleum Assessment 的估计海上有超过 3000 亿桶 [480 亿米 3]的石油资源尚待发现[改编自 Robertson S The World Offshore Oil and Gas Forecast英国 Canterbury Douglas-Westwood 有限公司 2006 年 ] 油田新技术

2 2007 年春季刊 5

3 > 裸眼井和套管井单层完井实例在裸眼井完井中生产套管或衬管下至储层盖层并进行固井因此整个储层段都是裸眼段左和中中间的井在整个储层段下入了割缝衬管从而防止地层固相颗粒流入井筒在下套管完井中右射孔为流体从储层进入井筒提供了一个选择通道并且可以作为酸化或水力压裂作业期间注入增产液的入口经济可行性则要求以安全环保的方式获得最高的产量和最终采收率目前深水钻井船的日费率在25万美元到 75 万美元不等因此必须高效完成完井装置的安装将钻机占用时间降至最低完井设计和设备的可靠性尤为关键因为重入一口海上油井进行修井或修复作业的成本可能会超过 600 万美元在本文中我们从最初的规划阶段直至设备生产测试和安装等对先进的海上完井进行了全面分析首先我们对基本的完井方法和合作项目管理流程进行了讨论然后通过特立尼达和多巴哥以及马来西亚的两个实例来阐述合作带来的益处 6 完井方法简介完井装置包括为传输泵送或控制流体开采或注入而下入井筒中的管柱工具和各种设备等[2]完井有几种分类方法最常用的标准如下井筒油藏界面裸眼井或套管井产层单层或多层开采方式自然流动或人工诱导裸眼井完井仅适用于地层强度足以防止崩落或坍塌的储层由于不使用套管因此使地层与井筒的接触面积最大化为了防止地层固相颗粒流入井筒可在整个裸眼段放置割缝衬管或带眼衬管上图裸眼井完井将完井费用降到最低并且如果以后要加深钻井的话可以使处理作业更加灵活在套管井完井中套管下入产层并进行固井射穿套管和水泥环之后打开储层并与井筒建立起联系流体开始流动通常射孔孔道穿过钻井导致的近井筒地层损害带进入未受损害的岩石从而实现储层无阻碍生产请参阅优质射孔液体系第 14 页在典型的单层完井中仅涉及一条通道或油管柱封隔器使油管柱和套管或衬管之间形成了水力分隔下一页图因为封隔器必须提供与储层流体和环空流体兼容的长效水力阻挡因此它被认为是生产管柱中最重要的工具油田新技术

4 封隔器的上下经常还要安装几种配件通常在泥线以下靠近生产油管顶部安装一个安全阀安全阀是一个应急流动控制装置可以使人员储量和环境免受井口或设备故障的影响生产油管上的滑套位于封隔器上面它可使完井液通过油管-套管之间的环空进行循环为了在封隔器上方保持适当的静水压力和防止腐蚀环空之间必须有液体存在座放短节是一个成型插座可在其中插入插头或油嘴来控制流体流动或安装记录装置来监测生产情况割槽或带孔生产油管可使油气流入油管柱电缆入口导向器可以保证将电缆仪器顺利收回到油管柱内多层完井用于从多个层段开采的情况有多种配置形式可用于同时开采所有层段或选择性开采某些层段将多个产层分隔开有三个主要原因政府法规通常要求作业公司监测每个产层的生产情况将高压和低压层隔开防止层间窜流不同产层的原油化学性质可能不配伍如果将其混合可能形成淤渣或沉淀物一般来说如果储层完井后不需要采取辅助手段便能直接进行生产更为经济不过在高温高压 HPHT 环境中需要进行专门的工程和设备设计以便实现安全生产在很多情况下井中流体最初可以自然流动而后随着油气藏的衰竭需要采用人工举升方法辅助开采通常这些因素应该在最初的规划阶段就加以考虑避免不必要的费用和生产中断人工举升完井采用气举技术或专业电动或机械驱动的电潜泵[3] 2. 有关完井技术更多的信息请参见 Allen TO 和 Roberts AP Production Operations 第 4 版塔尔萨石油与天然气国际咨询公司 1997 年 Economides M J Watters LT 和 Dunn-Norman S Petroleum Well Construction纽约市 Wiley 出版公司 1998 年 > 单层和多层完井在单层完井中左封隔器在生产套管内部形成密封将油管柱与封隔器上部的区域称为后部隔开后部注入了加入防腐剂的完井液用以防止套管腐蚀封隔器之下是各种流体流动控制装置可以轻松收回电缆仪器中图的多层完井使用了两个封隔器将产层隔开但在生产时两层的流体可以混采右图的多层完井使用了一个特殊的双管封隔器它可以使来自不同产层的流体分开单管封隔器隔离了下部产层并通过较长的油管柱使之与地面连通双管封隔器将上部产层与环空分隔开并通过较短的油管柱使之与地面连通 3. 气举是一种人工举升方法它通过将气体注入生产油管来降低液柱的静水压力使井能够依靠其自身的地层压力进行正常生产有关气举更多的信息请参见 Bin Jadid M Lyngholm A Opsal M Vasper A 和 White TM 气举方法的技术创新油田新技术 18 卷第 4 期 2006/2007 年冬季刊年春季刊 7

5 > 井口采油树及防喷器 BOP 采油树控制流体流出井筒可以将诸如电缆仪器等设备安全下入井中左防喷器可以在钻完井作业期间防止井失控右所有完井装置的顶端是阀门四通压力表和油嘴总成即通常所说的采油树上图采油树可以防止油气从井中逸散到周围环境中并引导和控制流体从井中流出此外采油树还包括一些组件借助这些组件可以将诸如电缆仪器等设备插入井内在完井过程中另一个重要的井口装置是防喷器 BOP 一个可以关闭用以防止井控装置失灵的阀门很多BOP可以远程启动这对于作业人员钻机和井筒等的安全来说至关重要在海上采油树的位置和设计要满足水深和平台可用性的要求当水深小于 6000 英尺 1830 米时采油树可以安装在海上平台的上面[4]这类干式采油树可以在生产过程中使电缆下到井中因而具有一定优势当水深超 > 综合海上完井队伍组织结构斯伦贝谢与客户方人员的密切合作对于确保及时沟通信息建立项目管理程序并明确各方项目目标极为重要需要考虑的问题包括能够满足投产要求的钻机安排详细的组件和完井工程设计项目组成员的地理位置以及客户参与工程设计和制造等 8 > 海底采油树立式采油树上是在安装生产油管之后下到井中的卧式采油树下的体积更小可以在完井之前安装采油树可承受海底的高静水压力并可以防止海水腐蚀照片由 FMC 技术公司提供过6000 英尺时目前的技术水平不能进行基于平台的海上安装作业因此必须在海底安装湿式采油树通常湿式采油树比常规的平台完井装置更复杂并且一般包含用于压力和温度监测的装置以及用于流体流动自动控制的复杂硬件由于通过海底采油树下入电缆的作业成本非常高因此一般安装永久式井下压力温度和流动监测设备以便预警或避免问题的出现[5] 海底采油树分为立式和卧式两种上图立式采油树一般在生产油管下入井内之后才安装因此如果需要维修可以直接收回采油树而不必拆除完井装置其主要局限就是安装之后的修井困难而卧式采油树则允许工程师在安装采油树之后进行完井作业因此在采油树就位之后生产油管和其他装置仍可以下到井内修井作业可在不拆除采油树的情况下进行缩短了时间降低了费用同时提高了安全性此外卧式采油树的体积更小油田新技术

6 > 典型的海上完井项目组织签订合同之后通常至少需要两年时间才能完成所有任务然后投入生产上从最初的计划到生产和维护项目分为 9 个阶段下各个阶段结束之后都要进行审核而且在斯伦贝谢和客户之间完全达成一致后才进入下一阶段缩写词的含义 BOD 设计的基础 CWOP 纸上完井 EOWR 完井报告 FMEA 故障模式影响分析 HAZOP 风险与可操作性分析 ITT 招标 PO 订单 PP 项目计划 TPS 第三方供货商 SIT 系统集成测试海上完井作业的规划和实施成功进行海上完井作业需要一支由来自作业公司钻井和服务公司以及设备制造商的人员组成的密切合作的多学科项目管理团队前一页下 2007 年春季刊表签订合同之后管理团队通常至少需要两年时间来分析技术参数和存在的难题确定完井策略设计制造完井设备进行全面测试并最终安装完井装置上图 4. Carré 等人参考文献 1 5. Christie A Kishino A Cromb J Hensley R Kent E McBeath B Stewart H Vidal A 和 Koot L 海上钻井的解决方案油田新技术 11 卷第 4 期 1999/2000 年冬季刊

7 海上完井设计和安装包括几个阶段在从一个阶段进入到下一个阶段之前项目组所有成员必须对所完成的工作予以认可从经济角度来看这一程序的效率与采用的技术具有同等的重要性在规划阶段工程师需要评估完井装置所处的工作条件主要参数包括地质概况压力温度产出液的性质预期产量流动保障问题以及井的预计寿命等完成分析之后项目组开始设计一套可高效安装坚固可靠的完井装置设计批准之后开始采购和制造完井部件在将设备运至井场进行安装之前应进行全面的系统集成测试 SIT 以验证完井装置的性能是否能够满足或超过规定的标准并发现所有未预料到的接口兼容性问题SIT 也是一个演练各种完井装置设计的机会使工程师可以开发出效率更高的安装程序测试应急方案从而缩短非生产性时间 SIT 在与实际井况相同的模拟条件下进行为了满足测试要求斯伦贝谢公司于 2004 年组建了 Cameron 得克萨斯州测试实验中心 CTF [6]这一试验中心已经通过 ISO-9001 认证在这里工程师可以严格按照为某口井制定的计划装配完井装置将完井装置下入具有同等条件的井眼中并验证系统组件的运行情况右上图 [7] 完井装置设计制造和 SIT 都是在故障模式影响分析 FMEA 的指导下进行的其中 FMEA是这样一种方法即发现产品流程或系统可能的故障模式评估与故障模式相关的风险按照重要程度对问题进行排队制定并执行纠正措施以便解决最严重的问题 FMEA 广泛应用于多个行业尤其是汽车和航空领域工程师利用 FMEA 可以列出一个关键项目表 CIL 其中包含具有灾难性影响的故障模式就完井装置而言 CIL确定出SIT期间需要评估的高优先级项目[8] 完井装置的关键参与人亲自或远程 10 > 在得克萨斯州Cameron测试实验中心 CTF 进行系统集成测试 SIT CTF 占地数百英亩于 2004 年投入使用实验场配备了全功能钻机可钻出水平位移超过6000 英尺的井眼钻机安装在轨道上以便快速进入为裸眼井和套管井测试准备的井槽Cameron 是一个理想的实验场因为 CTF 井所穿透的地层具有各种孔隙度渗透率和矿物成分因此可以在各种条件下进行逼真的测试观察 SIT 而且必须确保所有人对整个系统的运行情况都满意通过所有审批之后完井设备被运至井场进行准备安装和运行下面介绍的实例说明了这套严谨的项目管理方法是如何保证海上完井作业顺利完成的于 2000 psi 13.8 MPa 就足以进行砂面完井而无需防砂不过预计该产层应该为高产层每口井的产量应该达到 3 亿英尺 3/ 日 850 万米 3/ 日 FMEA 表明即使是少量出砂也会对完井硬件和地面设备造成灾难性损害因此为了防止出砂项目组选择了由筛管和分流管组特立尼达高产气井完井实例成的 Alternate Path 技术来实现全面均 BP 特立尼达和多巴哥公司在特立匀的砾石充填[10]他们也选择了高速水尼达海上开发了 Cannonball 气田为液力充填作为砾石充填方法化天然气 LNG 厂供气该气田距在特立尼达类似的气田中 BP 公 Galeota Point 22 英里 35 公里水深司在没有增加生产封隔器的情况下成功 231英尺 70 米砂岩产层即33砂岩进行了裸眼砾石充填 OHGP 砂面完厚约 280 英尺 85 米渗透率 185 毫达井这种简单方法确保了最小的表皮系西孔隙度 1 9 % 储层温度为 F 数和高流动效率因此完井队为三口 104 C 真垂深 TVD 为英尺新井选择了同样的方案 3764 米为了满足对 LNG 不断增长的然而考虑到产量很高 BP 公司需求 BP和斯伦贝谢联合完成了三口井决定必须采用 V0 级裸眼封隔器 V0 是斜角在21 34 井的钻井和完井作业[9] ISO 标准中封隔器防漏性能的最在正常条件下产层的岩石强度大高级别在2004年选择设备时斯伦贝油田新技术

8 谢公司刚刚推出 / 4 英寸 6 英寸 QUANTUM max 砾石充填系统这是一种用于高温高压环境的 V0 级水力座放封隔器因此项目组决定把它用在初步完井装置设计中下图此外这一新型封隔器还必须能够用于砾石充填系统因此在 OHGP 系统获准用于 Cannonball 气田之前必须能够顺利通过SIT测试2005年末至2006 年初进行了两次 SIT 测试在首次实验中遇到了一些问题因此在第二次测试时使用了新的井筒清洗管串此外在封隔器下面放置了 FIV 地层隔离阀用以防止防砂组件受到完井液的损害第二次测试顺利通过因此完井装置设计获准在特立尼达进行安装在第一口井 CAN-01 中座放封隔器时出现了问题因此起出封隔器并进行检查调查小组在48小时内查明了原因原来是碳酸盐岩段塞堵住了冲洗管导致无法座放封隔器对井筒进行彻底清洗后工程师下了一套备用装置并按设计要求顺利完成作业完井队对完井方案进行了修改加入了更为严格的裸眼井段清理步骤以防堵塞的再次发生完井队也决定下入诸如 RST 储层饱和度测井仪之类的砾石充填测井仪为今后的所有砾石充填作业提供宝贵的故障排除数据另外他们也注意到在第一口井砾石充填作业结束时分流管打开确认了Alternate Path 技术在完井装置设计中的重要作用在第二口井 CAN-02 中 Alternate Path 技术发挥了巨大作用几乎 50% 的砾石泵送作业是通过分流管完成的在钻井期间套管下出现一个大鼠洞进行砾石充填作业时鼠洞内形成砂丘砂丘在达到临界质量后崩塌从而出现过早脱砂现象幸运的是分流管按设计要求发挥了作用因此提前五天完井前两口井遇到的清洗管堵塞和过早脱砂问题均出现在第三口井 CAN-03 中不过有了前面的经验教训最佳实践和可靠的整体项目设计 CAN-03 井提前八天完井 Cannonball完井项目的费用低于预算非生产时间仅占 16.2%CAN-02 和 CAN-03 井的高效完井作业使成本分别节约了 125 万美元和 200 万美元另外由于V0级封隔器允许三口井以最大产量生产因而减少了生产封隔器及相关连接件总成的使用缩短了测试时间和钻机使用时间又使 BP 公司节约 80 万美元2006 年 3 月 Cannonball 天然气平台投入生产目前三口井的产量为 8 亿英尺 3/ 日 2270 万米 3/ 日是 BP 公司海上产量最高的一个 6. 有关 CTF 更多的信息请参见 Arena M Dyer S Bernard LJ Harrison A Luckett W Rebler T Srinivasan S Borland B Watts R Lesso B 和 Warren TM 油田新技术投入现场应用前的测试油田新技术 17 卷第 4 期 2005/ 2006 年冬季刊 ISO 标准由国际标准化组织制定请参见年 3 月 19 日浏览 8. 有关 FMEA 更多的信息请参见 Stamatis DH Failure Mode and Effect Analysis FMEA from Theory to Execution美国威斯康星州 Milwaukee 美国质量协会 1995 年 9. Powers J Maharaj M Garcia JF 和 Dufrene K Win Place Flow Works in Trinidad Hart's E&P 79 卷第 11 期 2006 年 11 月 > Cannonball 气田最终完井设计左该井在产层采用裸眼完井利用 Alternate Path 砾石充填筛管实现防砂上部 V0 级 QUANTUM max 水力座放封隔器右上起到分隔的作用可以承受较高的天然气生产速率封隔器通过砾石充填工具下入在油管-环空压差条件下座放它可以通过钻杆回收另外 FIV 地层隔离阀右下可以使防砂装置免受完井液的损害FIV 工具是一个全开式机械球阀可以根据需要利用转位工具以机械方法控制开关压缩氮启动的 Trip Saver 单次作业特点可使作业者无需采用常规修井方法便可打开阀门 2007 年春季刊 10. 有关 Alternate Path 技术更多的信息请参见 Ali S Norman D Wagner D Ayoub J Descroches J Morales H Price P Shepherd D Toffanin E Troncoso J 和 White S 增产和防砂综合技术油田新技术 14 卷第 2 期 2002 年夏季刊表皮系数无量纲它通过比较实际条件与理论或理想条件来反映一口井的生产效率表皮系数为正表明地层损害或影响正在削弱井的产能表皮系数为负表明产能提高一般是通过实施增产措施来实现 11

9 马来西亚海上完井实例马来西亚是亚洲油气资源最丰富的国家之一总探明储量为40亿桶 6.4亿米 3 石油 87 万亿英尺万亿米 3 天然气该国一直是石油和天然气的净出口国不过按照目前的消费速度到 2015 年马来西亚将不得不开始进口石油除非增加新的产量马来西亚国家石油公司 PETRONAS 制定了一项雄心勃勃的计划以应对这一现状它计划在未来10年每年增加3%的产量到2010 年至少达到72万桶/日 11.44万米3/日在这一目标的指引下 PETRONAS 加快了勘探步伐并发现大部分新储量都在深水区域 2002年墨菲石油公司 PETRONAS 公司的特许经营公司在东马来西亚东部的沙巴州深水区发现了 Kikeh 油田该油田位于南中国海水深英尺 1311 米的区域砂岩产层中估计蕴涵数百万桶的可采石油储量地层稍有超压井底温度低于 200 F 93 C 渗透率介于毫达西之间为了开发该油田计划钻19口海底井另外在钻井辅助船的支持下从海上平台钻 20 口干式采油树井这种方式效率更高它将使墨菲石油公司在发现油田后仅用五年时间就可以投入开采 Kikeh 油田计划于 2007 年开始生产最终日产量将超过10万桶 15900米 3 几乎占到马来西亚年生产目标的 17% 海底井和海上平台井包括多口生产井注水井和一口注气井为了保持产量注水井的每日注水量大约20万桶米 3 注气井的每日注气量需超过 1 亿英尺万米 3 在经历了一年多的井设计和开发规划之后 PETRONAS开始发包Kikeh油田完井合同开发战略要求尽量采用可靠的完井技术然而必须采用几种新的工具和技术才能实现墨菲公司的目标在实施完井作业时保护储层保护环境使井的产能达到最大采用高效低成本的程序要实现最后一个目标需 12 要采用能够使设备起下次数最少和完井时间最短的方法在选择基本的砂面完井设计之前墨菲公司的完井和油藏工程部进行了大量岩石强度研究测试结果表明三个主要产层中的上面两个需要采取防砂措施墨菲公司的工程师规定必须在注水井的套管段和生产井的裸眼段采用可膨胀式防砂筛管下图斯伦贝谢和墨菲公司的工程师选择 PURE 射孔系统来获得清洁的炮眼使表皮系数小于 2.0结合使用 QUANTUM max 封隔器 FIV 工具和油管传送 efire 电子点火头系统可以在一趟作业中完成射孔通过注入测试程序对储层进行分析将完井液与炮眼分隔开等 > Kikeh生产井示意图左 QUANTUM max封隔器 FIV工具和油管传送eFire 电子点火头系统使工程师可以在一趟作业中完成射孔储层分析并将炮眼与完井液分隔开完井装置也配有WellWatcher实时储层和生产监测系统其中包括能够运行10年而无需维修的永久式石英压力计右下在重要位置安装了双重止回化学药剂注入工作筒 DCIN 右上以适应定期注入化学药剂从而防止结垢水合物或蜡沉淀工作筒是由防腐合金制成的整体式装置双重止回阀对液体和气体形成可靠的防漏密封油田新技术

10 为了达到最高的可靠性, 射孔系统由一个独立的压力启动点火系统支持这项技术可以节约宝贵的时间, 并最大限度保护储层, 达到最好的开发效果除了最新的射孔和 FIV 技术之外, Kikeh 完井装置还包括多控制管线穿越封隔器, 配有免修井型油管隔离阀 (TIV) 系统, 进一步节省了钻机时间, 同时可进行全面的完井装置完整性测试和确认 TIV 和 FIV 的结合使工程师能够全面测试海底油管悬挂器的完整性以及深水完井装置工作管串, 无需进行修井或耗时的地面测试为了避免进行昂贵的修井作业, 或至少将修井作业的规模降至最低, 墨菲石油公司不仅要对生产和注水作业进行管理, 还必须及早发现潜在问题因此, Kikeh 完井装置采用了 WellWatcher 实时储层和生产监测技术 ( 包括永久式石英压力计 ) 海底和地面采油树数据采集和传送系统这些组件的设计可确保运行 10 年无需维修在完井和生产作业过程中, 为了保护环境和墨菲石油公司的油田基础设施, 工程师选择了 TRC-II 井下安全阀这些阀门有两套独立完整的活塞系统, 通过单独的控制线连接, 实现了系统备 [12] 用和长期可靠性因为阀门有可能安装在超过英尺 (3858 米 ) 的深度, 远在水合物或石蜡沉积层的深度之下, 所以需要采取措施防止结垢在 Kikeh 油田, 工程师在海平面下 5790 英尺 (1765 米 ) 处安装了 TRC-II 阀不过,Kikeh 完井装置仍然需要注入化学药剂来抑制结垢石蜡和水合物的沉积双重止回阀化学药剂注入工作筒 (DCIN) 具有这种功能本文介绍的所有完井技术都必须利用可靠的设备将完井硬件安装在海平面以下很大的深度处为了在作业期间最大限度地确保安全, 墨菲公司决定在注入井中安装经过改进的 SenTREE 7 海底井控系统海底生产井使用了配有测试采油树阀模块的全功能 SenTREE 7 系统, 可以对井进行监控如果在海底生产井安装过程中遇到问题, 控制系统会有 15 秒的反应时间来关井并断开联顶管串在将各种完井组件下入井下的过程中, 作业者在安装完成之前都能够对井下阀和完井系统直接实施水力控制这种灵活性不仅降低了作业成本, 而且还提供了出现意外情况时的应急方案在将完井组件运到马来西亚之前, 实施了一次完整的 SIT 测试测试结果取得成功, 增强了斯伦贝谢和墨菲公司对完井计划的信心随后不到一年, 第一批设备开始抵达在墨菲石油公司钻井和完井部门与斯伦贝谢完井射孔海底和测试人员的密切合作下, 首批完井装置在六个月内便安装完毕 2006 年期间, 最初的井动态证明了墨菲公司和斯伦贝谢公司选择的完井结构是正确的, 无需对设计进行大的修改便实现了完井目标之后开展了进一步的协作和优化, 以缩短油田投入开发所需时间, 改善作业效果例如, 因为有多个压力控制 TIV 和 FIV 设备, 所以, 不管实际压力如何, 都必须对井中施加的所有压力进行密切监测, 以预测和防止发生工具意外启动因此, 完井人员在开始作业前便可进行必要的调整 Kikeh 油田综合利用海上平台和海底井的方法十分独特采用海底井可允许使用小型平台, 从而降低了基础设施成本, 缩短了安装时间利用这种方法还可同时进行海上平台和海底钻井管道敷设及其他设施的施工后一种开发方法大大缩短了墨菲公司原油上市的时间, 同时通过共享资源和专用技术使开发效果达到最大事实上,Kikeh 油田是在五年内就从发现进入石油生产阶段的为数不多的深水油田之一未来的发展本文介绍的实例说明, 目前海上完井, 尤其是深水完井作业是非常复杂的, 而且面临很多技术挑战服务公司和作业公司之间的密切合作对于及时取得项目成功至关重要此外, 针对开发中面临的各种挑战, 斯伦贝谢推出了一系列综合完井技术, 使作业公司能够安全高效地进行油气开采随着深水油气田开发的持续升温, 本文所介绍的油气田开发中的经验和教训将会应用到未来的油气田开发中, 所有参与公司之间的密切合作也将日趋普遍 EBN 12. Garner J,Martin K,McCalvin D 和 McDaniel D: 有备无患 : 井下安全阀, 油田新技术, 14 卷, 第 4 期 (2002/2003 年冬季刊 ): 年春季刊 13

燃烧器电子控制系统目录 2

燃烧器电子控制系统目录 2 聚焦 REC27 燃烧器电子控制系统燃烧器电子控制系统目录 2 REC27 燃烧器电子控制系统 2 概述燃烧器电子控制系统 2 2 2 2 2 A B1 B2 C D E 22 2 2 系统图示 2 2 2 2 2 2 主要特征及优点燃烧器电子控制系统 2 2 集成控制 2 2 节能安全运行运行模式远程锁定复位可根据需求提供特殊机型无接合间隙及机械迟滞简单的试运行及燃烧器设定 2