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 50-52 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 36-51 4 > 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
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> 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
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 44-53 2007 年春季刊 7
> 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
> 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 2-19 9
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 2 2 0 F 数和高流动效率 因此 完井队为三口 104 C 真垂深 TVD 为 12350 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 14310 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
谢公司刚刚推出 1 0 3 / 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 58-67 7. ISO 标准由国际标准化组织制定请参见 http://www.iso.org 2007 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 49-50 > 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 30-47 11. 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
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 3 2.5 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 4 3 0 0 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 300 1000 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 2 0 1 0 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 31800 米 3 注气井的每日注气量需超 过 1 亿英尺 3 280 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
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 12000 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 ):52-64 2007 年春季刊 13