Nueva tecnología para el desarrollo del campo petrolífero de aguas profundas de Liuhua en el Mar de China Meridional
El campo petrolero Liuhua 11-1 es desarrollado conjuntamente por China National Offshore Oil Corporation y Amoco Oriental Oil Company. Liu Hua 11-1 Oilfield 1987 1 fue descubierto en marzo de 1993. Seis años después del descubrimiento del campo petrolero, las autoridades gubernamentales aprobaron oficialmente el plan general de desarrollo del campo petrolero e inmediatamente comenzaron la construcción del proyecto de desarrollo del campo petrolero, que se puso en producción en mayo de 1995.
El campo petrolífero Liu Hua 11-1 incluye tres trampas que contienen petróleo, a saber, Liu Hua 11-1, 4-1 y 11-1 Este. El Bloque Liuhua 11-1 tiene básicamente un área petrolera probada de 36,3 km2, reservas geológicas de 15378×104t, un área petrolera controlada de 53,6km2 y reservas geológicas de 6426×104t. El bloque Liuhua 4-1 controla un área petrolera de 18,2km2 y reservas geológicas de 1753×104t. El Bloque Este Liuhua 11-1 controla un área petrolera de 11,3km2 y una reserva geológica de 458×104t. Todo el campo petrolero tiene un área probada de producción de petróleo de 83,1 km2 y una reserva geológica de 24015×104t. Es el campo petrolero más grande descubierto hasta ahora en el Mar de China Meridional. El bloque Liu Hua 11-1 que actualmente se está desarrollando es sólo una parte del campo petrolífero Liu Hua 11-1.
Para desarrollar un campo petrolero tan grande de manera económica y efectiva, existen muchos problemas técnicos: profundidad del agua, condiciones ambientales adversas, alta gravedad específica y viscosidad del petróleo crudo, suficiente agua en el fondo y enterramiento poco profundo. En respuesta a estas características, a través de los esfuerzos conjuntos del personal técnico chino y extranjero, fueron pioneros e innovaron, adoptaron la alta tecnología más avanzada del mundo con nuevos conceptos de pensamiento y crearon "tres primeros y siete primeros" en el proceso de desarrollo de ingeniería.
La vida útil de producción diseñada para el campo petrolífero Liu Hua 11-1 es de 12 años, y la vida útil de diseño de las instalaciones de ingeniería es de 20 años. El presupuesto de inversión aprobado fue de 653 millones de dólares y el acuerdo de inversión real fue de 622 millones de dólares, 310.000 dólares menos que lo presupuestado.
1. Plan de desarrollo del proyecto
El campo petrolífero Liu Hua 11-1 adopta un plan de desarrollo en aguas profundas. Toda la instalación de ingeniería incluye cinco partes: el semisumergible FPS South China Sea Challenge, el FPSO South China Sea Victory, el sistema de amarre de un solo punto, el oleoducto submarino y el sistema de boca de pozo submarino (Figura 12-1).
Figura 12-1 Diagrama de las instalaciones de ingeniería de yacimientos petrolíferos Liuhua 11-1
2. Condiciones de diseño
(1) Condiciones ambientales
A. El área marítima operativa del campo petrolífero Liu Hua 11-1 no solo se ve afectada por los monzones invernales y las fuertes tormentas tropicales (tifones) en verano, sino que también tiene condiciones marinas especiales: corrientes de olas internas, que también son los principales factores que afectan las operaciones y selección del sistema. Durante la prueba de un solo pozo en 1990, ocurrieron muchos accidentes causados por olas internas, como rotura de cables, colisión de casco e incluso rotura de boyas o aplastamiento de tuberías flotantes.
B. Los parámetros ambientales del campo petrolífero Liuhua se muestran en la Tabla 11-1.
C. Los parámetros de diseño del tubo ascendente flexible FPS "Challenge" en el campo petrolífero Liuhua se muestran en la Tabla 11-1.
D. Los parámetros del entorno de diseño FPS del sistema de producción flotante "Challenge" de Liuhua Oilfield se muestran en la Tabla 11-1.
E. Los parámetros de diseño direccional del estado del mar de Shengli FPSO en el campo petrolífero de Liuhua se muestran en la Tabla 11-1.
Tabla 12-1 Parámetros ambientales del campo petrolífero Liu Hua 11-1
Tabla 12-2 Parámetros de diseño del riser flexible del FPS "Desafío" (una vez cada siglo)
Tabla 12-3 Parámetros de diseño ambiental del sistema de producción flotante FPS "Desafío"
Tabla 12-4 Tabla de parámetros de diseño del estado del mar direccional del FPSO Shengli
(2) Propiedades del fluido
Liu Hua 11-1 Oilfield es un petróleo crudo biodegradable con alta gravedad específica, alta viscosidad, bajo contenido de azufre, bajo contenido de cera, bajo punto de congelación, baja relación gas-petróleo disuelto y grupo nafténico insaturado. Los principales parámetros del petróleo crudo en superficie son:
Densidad relativa: 0,92 ~ 0,97
Viscosidad: 50 ~ 162 MPa·s
Contenido de azufre: 0,28 % ~ 0,41%;
Contenido de cera: 0,43% ~ 6,21%;
Punto de congelación: -12 ~ 4,4 ℃;
Presión de saturación: 0,91 MPa; ;
Relación gas-petróleo disuelto original: 1,6 ~ 18,9m3/m3.
Otros indicadores de desempeño del petróleo crudo se muestran en la Tabla 12-5.
Tabla 12-4 Varios indicadores de desempeño del petróleo crudo del campo petrolero Liuhua 11-1
Continuación
(3) Otros parámetros de diseño
Equipos de soporte de boca de pozo submarino, incluidos instrumentos de presión, la presión máxima de trabajo de la tubería es de 15,5 MPa (22401b/in2);
La producción máxima diaria de un solo pozo es de 2384m3/d, y el contenido de agua el rango es 0% ~ 93%;
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Capacidad de procesamiento diario de FPSO: 47670 m3/d;
Temperatura atmosférica: 16,4 ~ 33,7 ℃;
Temperatura de funcionamiento bajo el agua: 11 ~ 31 ℃;
Temperatura del fluido del pozo: 11 ~ 52 ℃.
Todos los materiales de las tuberías y los instrumentos de medición y presión deberán ser adecuados para el transporte de líquidos de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono. La superficie interior debe protegerse químicamente contra la corrosión y la capa exterior debe protegerse con pintura y ánodos de sacrificio.
(4) Pruebas ampliadas
Para resolver el problema de la rápida formación de conos de agua de fondo fuerte en el campo petrolífero, reduzca la velocidad de la formación de conos de agua, aproveche el potencial del campo petrolero en mayor medida, y analizar más a fondo la productividad a largo plazo del campo petrolero, mejorar efectivamente la velocidad de producción de petróleo. Antes del desarrollo formal, tomó medio año extender las pruebas de tres pozos.
El pozo A. Liu Hua 11-1-3 es un pozo vertical que penetra en el yacimiento, con una producción diaria inicial de 363m3 y un contenido de agua integral del 20%. Después de 42 días, la producción diaria es de 350 m3 y el contenido total de agua aumenta al 70%.
B. El pozo Liu Hua 11-1-5 es un pozo de extensión muy desviado, con el 78% de la sección del pozo inclinado ingresando a la capa de petróleo. La producción diaria inicial fue de 1271 m3 y el contenido de agua total fue. 0%; después de 51 días, la producción diaria cayó a 874m3, el contenido total de agua aumentó al 51% y la velocidad de ascenso del cono de agua fue significativamente más rápida que la de los pozos verticales.
C. El pozo Liu Hua 11-1-6 es un pozo horizontal y todas las secciones del pozo horizontal caen en la sección con mejor permeabilidad en la parte superior del yacimiento. La producción diaria inicial es de 1907 m3. el contenido total de agua es 0% 120d. La producción diaria final es de 1017m3, con un contenido total de agua del 26%. En comparación con los dos primeros pozos, la producción de pozos horizontales no solo puede aumentar la producción de un solo pozo, sino también disminuir la velocidad del cono de agua del fondo, que es el mejor plan de desarrollo para este campo petrolero.
En tercer lugar, la plataforma de producción flotante (FPS) Nanhai Challenger
La profundidad del agua del campo petrolífero Liu Hua 11-1 está cerca de los 310 m. Utilizando una estructura de plataforma fija de chaqueta convencional, el costo de la chaqueta sola asciende a 10 mil millones de dólares estadounidenses, mientras que el costo de una nueva plataforma de patas tensadas se estima en 65.438,02 mil millones de dólares estadounidenses. Después de una demostración y comparación técnica y económica, finalmente se modificó la plataforma de perforación semisumergible, con un costo total de modificación que no superó los 200 millones de dólares. De acuerdo con los requisitos operativos, el sistema de producción flotante modificado no solo puede soportar las duras condiciones del mar que ocurren una vez cada siglo en el mar, sino que también cumple con los requisitos de operaciones de perforación, terminación y reparación, y puede instalar, recuperar y mantener bajo el agua. equipo de boca de pozo, monitorea y controla la boca de pozo submarina y proporciona una piscina lunar suspendida y suministro de energía para la bomba sumergible eléctrica del fondo del pozo. De acuerdo con las características de que los valores extremos de los tifones son direccionales, y los valores extremos de viento, olas y corrientes en el noreste son significativamente mayores que los del noroeste, se utiliza el método de amarre simétrico convencional de 8 o 12 cadenas de ancla. Se cambia a una cadena de ancla asimétrica de 11, y la mayoría de ellas se acortan de acuerdo con las condiciones de tensión reales. El diámetro de la cadena del ancla es de φ127 mm y el peso de una sola ancla es de 40 toneladas. Actualmente es el ancla más grande para uso comercial en el mar. El poder de anclaje puede resistir el ataque de un fuerte tifón que ocurre una vez cada siglo. El "Desafío" del Mar de China Meridional estará anclado permanentemente en el fondo del mar.
El Challenge está diseñado para tener una vida útil de 20 años.
La plataforma de perforación semisumergible adquirida para renovación en julio de 1993 fue amarrada a una ubicación predeterminada en el campo petrolero en abril de 1995 después de 22 meses de diseño de renovación y construcción en el astillero.
"Challenge" también está equipado con dos robots ROV controlados remotamente para apoyar las operaciones y proporciona energía a la boca del pozo a través de 25 cables submarinos. El módulo habitable tiene capacidad para 130 personas.
IV. Buque cisterna flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) y sistema de amarre de punto único
(1) Buque cisterna flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO)
El Nanhai "Victory" fue reconvertido a partir de un antiguo petrolero, con un tonelaje de 6,5438+0,4 millones de toneladas. El petrolero tiene 280 metros de largo, 44 metros de ancho, 23 metros de profundidad y un calado de 1,7 metros. El petrolero modificado tiene las funciones de generación de energía, purificación de petróleo crudo, almacenamiento de petróleo crudo y descarga de petróleo. La capacidad máxima diaria de procesamiento de líquidos es de 4,77×104m3, la producción diaria de petróleo es de 1,03×104m3 y puede almacenar 720.000 barriles de petróleo crudo.
En vista de las características viscosas del petróleo crudo en el campo petrolífero Liuhua 11-1, el proceso de tratamiento de petróleo crudo adopta la tecnología de desalinización/deshidratación eléctrica más avanzada del mundo, es decir, la desalinización y deshidratación del petróleo crudo se completan paso a paso en un solo dispositivo. El uso de esta nueva tecnología en campos petroleros marinos es la primera vez en el mundo, lo que no sólo ahorra mucho espacio, sino que también ahorra millones de dólares en costos de ingeniería.
El módulo de edificio habitable "Victoria" tiene capacidad para 85 personas. El petróleo crudo calificado almacenado se transporta y vende en conjunto mediante camiones cisterna.
(2) Sistema de amarre de un solo punto Shengli
El sistema flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) de Shengli adopta un sistema de amarre permanente de un solo punto con una torreta interna. El punto único se fija al fondo del mar a través de una cadena de ancla y está conectado al casco a través de un mecanismo de torreta en la cavidad frontal del casco del petrolero. El petrolero puede girar 360 grados alrededor del punto único. Esta estructura es la primera de su tipo en China y es mucho más económica que una estructura de amarre de torre fija en aguas profundas. Las condiciones ambientales de diseño son condiciones extremas del mar que ocurren una vez cada 100 años, y el amarre utiliza una cadena de ancla de 10 φ 114,3 mm. Según los diferentes valores extremos de las condiciones ambientales en cada dirección, la longitud de la cadena del ancla debe ajustarse adecuadamente. El sistema de amarre de un solo punto es permanentemente inseparable y tiene una capacidad máxima de amarre de 600 toneladas.
Verbo (abreviatura de verbo) sistema de producción submarina
(1) Selección del sistema de boca de pozo submarino
A. Sistema de producción de boca de pozo submarino descentralizado, es adecuado para situaciones en las que la distribución de la dirección de la corriente marina a lo largo de la profundidad en la zona marina de trabajo es básicamente consistente y relativamente estable. Las cabezas de pozo submarinas se pueden conectar mediante líneas flexibles, ya sea al colector principal o directamente a los camiones cisterna. La ventaja de este sistema de boca de pozo submarino es que existe cierta experiencia y la precisión de posicionamiento de la boca de pozo y la carcasa de superficie es baja. Sus desventajas son que el costo de construcción e instalación de mangueras y juntas hidráulicas especiales entre bocas de pozo submarinas es elevado. Cuando la dirección de la corriente oceánica es inestable, las mangueras se enredan fácilmente, provocando daños en las mangueras y juntas de una sola. El pozo afectará la producción y construcción de otros pozos. La instalación requiere condiciones de alta mar y lleva mucho tiempo.
B. El sistema centralizado de producción de boca de pozo bajo el agua es adecuado para diversas condiciones de corrientes oceánicas. Los asientos de la guía de boca de pozo están conectados en un solo cuerpo a través de tubos puente de acero. Esta estructura nunca se ha utilizado antes, carece de experiencia y tecnología y equipos de soporte ya preparados, y requiere una alta precisión de posicionamiento para la boca del pozo y el revestimiento de superficie. Por otro lado, la ventaja de esta estructura es que el coste de las uniones de puente rígidas es mucho menor que el de las mangueras flexibles y las juntas hidráulicas, sólo alrededor de 1/3 de estas últimas. La operación de reacondicionamiento de un solo pozo no afecta la producción normal de otros pozos. Las mangueras relativamente independientes se pueden instalar y recuperar de forma independiente. El alcance del movimiento es pequeño y no se producirá fricción ni enredo de las mangueras. La medición, instalación y recuperación de tubos puente rígidos se puede realizar al mismo tiempo que otras operaciones, sin necesidad de otros buques, y puede operar como es habitual en duras condiciones de mar con alta eficiencia. Después de una investigación y comparación exhaustivas, finalmente se seleccionó el sistema de producción centralizado de boca de pozo submarino.
(2) La estructura principal y la secuencia de ensamblaje del sistema de cabezal de pozo submarino
El sistema de producción centralizado de cabezal de pozo submarino se denomina "sistema de control de superposición de bloques" y es el 11-1 de Liu Hua. El sistema más innovador en el campo petrolero. La primera nueva tecnología incluye: colector central de recolección de líquidos; puente de acero en boca de pozo; aplicación de conectores eléctricos húmedos en plataformas marinas; sistemas de elevadores flexibles apoyados en plataformas de producción flotantes; sistemas de control hidráulico para control remoto de producción submarina; base y tubo de puente largo de acero; árbol de Navidad horizontal bajo el agua.
Los equipos de boca de pozo submarinos están instalados en tres bloques. Primero, el PGFB se bloquea en el cabezal de revestimiento de superficie de 762 mm. Las juntas de las tuberías de recolección y transporte en la parte inferior del PGFB están conectadas con puentes de acero para conectar las bocas de pozo submarinas independientes en un todo, formando un circuito cerrado de múltiples tuberías. Luego, el árbol submarino se bloquea en la boca del pozo de 476 mm y la junta de la tubería de petróleo del árbol se conecta a la válvula en la base de producción. Finalmente se coloca la tapa del árbol y el cable de la electrobomba sumergible en el árbol, y se conecta el circuito de la electrobomba sumergible. El petróleo crudo ingresa al colector de recolección de petróleo en la parte inferior del PCFB a través de la salida del árbol de Navidad, se acumula en el colector central y luego ingresa al oleoducto submarino desde el colector central a través de un largo tubo puente de acero y se transporta al "Desafío" del Mar de China Meridional para su procesamiento.
(3) Funciones del equipo de boca de pozo submarino
1. Colector central
El bloque central integrado tiene 21,3 m de largo, 2,1 m de ancho y 2,1 m de alto. Pesa 60 toneladas. Consta de dos oleoductos de producción de 457,2 mm y 1 oleoducto de 203,2 mm, correspondientes a dos oleoductos submarinos de 342,9 mm (13,5 pulgadas) y 1 oleoducto submarino de 152,4 mm.
Cada tubería introduce 6 juntas, 4 de las cuales están conectadas a las 4 válvulas de ala del árbol de Navidad de la boca del pozo, 1 junta está conectada a la tubería submarina y 1 junta sirve como válvula de conmutación entre las tuberías. Durante la instalación, utilice una grúa de plataforma para levantar y enderezar el colector central, cerca de la plataforma giratoria, y luego coloque el gancho grande de la plataforma de perforación en el fondo del mar a través de la piscina lunar. El colector central es también la base del panel hidráulico. La señal hidráulica desde la sala de control principal se transmite al árbol de Navidad a través del panel de distribución.
2. Base guía de producción permanente
En comparación con la base guía permanente convencional, tiene un tamaño mayor de 4,8m×4,8m, con funciones de guía y cimentación, además de líquido. funciones de recolección. En la parte inferior de la base están diseñados dos tubos principales de 304,8 mm. El petróleo crudo del árbol de Navidad ingresa al tubo principal a través de la válvula de producción. La varilla guía de la base también se ha mejorado y se puede reciclar varias veces.
3. Árbol submarino horizontal
Para adaptarse a las operaciones de buceo submarino no tripulado, este sombrero de árbol de Navidad está diseñado con todas las válvulas en dirección horizontal y operado por robots submarinos. Los interruptores de 16 válvulas de bola con diferentes rendimientos se concentran en un panel de operación para facilitar la operación del robot ROV con control remoto. Estos interruptores pueden ser operados por robots para controlar válvulas de producción, válvulas anulares, válvulas de seguridad y válvulas de inyección de químicos. Estas válvulas también se pueden abrir y cerrar mediante el control hidráulico de la plataforma, y las válvulas de seguridad pueden cerrarse automáticamente en caso de emergencia.
4. Gorro de árbol de Navidad bajo el agua
El gorro de árbol de Navidad cubre la parte superior del árbol de Navidad. Un conector eléctrico húmedo (WMEC) se fija en el interior de la tapa y un conector eléctrico seco (DMEC) se fija en la brida exterior. El conector eléctrico seco se fija en la brida del terminal IWPC y la brida del conector eléctrico seco se conecta primero a la plataforma. Teniendo en cuenta que las duras condiciones ambientales pueden dañar el árbol al tirar del IWPC, se diseña una brida de seguridad en un extremo del IWPC. Antes de que la carga llegue al punto de dañar el árbol, primero se desconectan los pernos que desconectan la brida, separando así el IWPC de la copa del árbol.
5. Instale el árbol de Navidad y la tapa del árbol de Navidad.
La herramienta de instalación es una herramienta multifuncional de finalización y reparación (URT). La herramienta se fija al árbol mediante cuatro cables guía. Todo el sistema está controlado hidráulicamente, lo que permite el centrado y ajuste de altura automáticos. Es suave pero muy eficaz. No solo puede instalar el árbol de Navidad y la tapa del árbol de Navidad, sino también recuperar la tapa del árbol de Navidad y estacionarlo temporalmente en el PGFB para probar la presión de sellado del tapón del tubo y del circuito del conector eléctrico húmedo, eliminando la necesidad de traer el árbol de Navidad. tree cap e IWPC regresan a la plataforma para realizar pruebas y la tediosa operación de reinstalación. La parte inferior de esta herramienta es una estructura de marco rectangular y el espacio entre los cuatro embudos guía es exactamente el mismo que el del árbol de Navidad. Hay 1 varilla central, que se puede mover suavemente mediante control hidráulico.
6. Robot submarino controlado a distancia
Estos dos robots fueron diseñados y fabricados de acuerdo con los requisitos del campo petrolífero Liu Hua 11-1. Un robot es permanente y trabaja sobre la plataforma. El otro es extraíble y se puede trasladar a un barco de trabajo para bucear. Los dos robots tienen una potencia de 73,5 kilovatios (65.438+000 caballos), seis hélices y seis cámaras (65.438+0 con enfoque ajustable y 65.438+0 con tipo bolígrafo montadas en el manipulador). Pueden remolcar 65.438+083 metros de cordón umbilical en corrientes de 2 millas y están equipados con el Módulo Multifunción - MFPT. El ROV está equipado con los siguientes módulos: módulo de herramienta rotativa, propulsor hidráulico de inserción manipuladora, accionamiento hidráulico telescópico autocentrante, herramientas de trabajo auxiliares, cortador de cuerda de trabajo flexible, cortacables, sujetacables, pistola de lavado de baja presión, herramienta de inyección de mantequilla, posicionamiento. Ventosa telescópica, sierra circular hidráulica, manipulador de 7 funciones 1 Schilling, potente manipulador de 5 funciones 1 Schilling y función de perno de tracción. Dado que en el diseño se consideraron los requisitos de diversas condiciones de trabajo y se realizaron pruebas del modelo con anticipación, el rendimiento fue bueno durante la operación real y la eficiencia operativa siempre fue alta.
7. Base fija de conexión de tubería submarina (TIB)
La base fija de conexión de tubería submarina es un dispositivo que conecta tuberías submarinas y bocas de pozo submarinas. Un lado está conectado al colector central de boca de pozo submarino a través de tres largos tubos de conexión de acero con longitudes de 22,9 metros, 17,4 metros y 11,3 metros respectivamente, y el otro lado está conectado a tres tuberías submarinas. La base fija (TIB) para la conexión de tuberías submarinas se instala en la plataforma de producción flotante, y la conexión entre la TIB y las tres tuberías submarinas se completa mediante un conjunto de sistema de conexión de mangueras submarinas (DFCS). DFCS fue llevado al agua por un vehículo operado a distancia.
Cuando la tubería submarina descienda cerca de la posición objetivo, otro 1 ROV guiará un cable metálico desde el DFCS, colgará el grillete QOV en el extremo del cable metálico en el punto de elevación del conector de la tubería submarina, apretará el cable metálico y Haga la interfaz de la tubería submarina a lo largo de la La ranura guía se acerca gradualmente al conector en el TIB. El robot submarino inserta un tapón accionado hidráulicamente en el orificio de bloqueo del conector para bloquear el conector y lo libera después del sellado y la prueba de presión.
6. Oleoducto submarino
El oleoducto submarino del campo petrolero Liuhua 11-1 consta de tres partes.
1. Tubería de producción
Cantidad: 2 piezas
Diámetro: 131/2";
Medio de transmisión: aceite-agua líquido mezclado;
Material: manguera de alimentación;
Distancia: desde la base del elevador submarino debajo del Challenge FPS hasta la base del elevador (PRB) debajo del Victory FPS;
Longitud: 2,24 kilómetros
2.Tubo dosificador
Cantidad: 1;
Diámetro: 6”;
Medio de transporte: Líquido mezclado de petróleo y agua, medición de un solo pozo o reemplazo con tubería de producción en caso de emergencia
Material: manguera de alimentación
Distancia: desde la base del elevador debajo del Challenger FPS hasta el PRB; ; Victory FPS o menos;
Longitud: 2,24 kilómetros
3. Rebels
Cantidad: 2 elevadores de producción y 1 elevador de medición;
Diámetro: elevador de producción 131/2", elevador de medición 6";
Medio de transporte: líquido;
Material: manguera de alimentación;
Distancia: desde el base elevadora debajo de la unidad flotante de almacenamiento y descarga de producción Victory a un solo punto en la torreta superior.
7. Tecnología de perforación de pozos horizontales
(1) Diseño de trayectoria del pozo
El campo petrolero tiene un área grande, la capa de petróleo está enterrada a poca profundidad y el La superficie de lodo llega a la cima del embalse. La distancia vertical es de sólo 914 m. Limitado por la profundidad del yacimiento de petróleo, el radio máximo de control para la perforación de pozos horizontales en la plataforma es de unos 3 kilómetros. Para garantizar que la bomba sumergible eléctrica funcione sin torsión lateral, la trayectoria horizontal del pozo está diseñada para dividirse en dos secciones inclinadas. Se diseña una sección inclinada estable entre las dos secciones inclinadas y la bomba sumergible eléctrica se baja al establo. sección inclinada. Para evitar que la bomba eléctrica sumergible se dañe durante el proceso de funcionamiento, la pendiente de la primera sección del pozo inclinado no deberá exceder los 7/30 m. Las secciones horizontales diseñadas de los 20 pozos horizontales están todas en la capa B1, con una porosidad óptima de aproximadamente 6,8 m, una longitud de sección horizontal de 800 m y un desplazamiento horizontal total de aproximadamente 910 ~ 2590 m ~ 2590 m.
(2) Tecnología y características de perforación
A. Primero, se utilizó la nueva tecnología de revestimiento durante la perforación para instalar el revestimiento y se instalaron con éxito 25 tuberías. El tiempo total de instalación es de 14,4 días y el tiempo promedio de instalación de un solo pozo es de 14,8 horas, lo que ahorra 36 días en comparación con el método convencional.
B. Utilizando el método de perforación por lotes, se midieron los parámetros de perforación de 444,5 mm (171/2 pulg.) y 311,2 mm+215,9 mm (121/4 pulg.+865438+). La profundidad medida de la sección del pozo de 444,5 mm es de 650 m, y el tiempo promedio de finalización de un solo pozo es de 1,5 días. La profundidad medida de la sección del pozo de 311,2 mm + 215,9 mm es de 2040 ~ 3048 m, y el tiempo promedio de finalización de un solo pozo es de 10,8 días; La aplicación de la perforación por lotes acelera enormemente las operaciones de perforación.
C. El fluido de perforación utiliza un sistema de lodo a base de agua PHPA y se utiliza agua de mar (más lodo Xanvis) para perforar secciones inclinadas y horizontales, lo que reduce los costos del lodo, aumenta la velocidad de perforación y reduce la contaminación de la capa de petróleo. y protege el medio ambiente.
D. La tecnología de perforación dirigida utiliza tecnología avanzada de diseño de pozos horizontales y herramientas de perforación de dirección de fondo de pozo GST (Geosteering Tool) para comprender el estado de la perforación y monitorear las formaciones encontradas en cualquier momento, determinar la profundidad de la capa objetivo, y ajustar la trayectoria del pozo de manera oportuna, no solo aceleró el progreso de la perforación, sino que también hizo que la proporción de pozos horizontales que caían con precisión en la capa objetivo B1 con un espesor de solo 6,8 m alcanzara el 91%.
(3) Principales indicadores de perforación
Antes de que el campo petrolero fuera puesto en producción, además de instalar 25 juegos de conductos de 762 mm (30 pulgadas) en lotes, se excavaron un total de 17 pozos. Se perforaron y se completaron 12 pozos, con un metraje total de 28207 m, el número total de días fue de 180 días, la profundidad promedio medida del pozo fue de 2351 m y las secciones de pozos horizontales fueron 865438.
8. Tubería de terminación
1. Colgador de tubería
La tubería de terminación se instala usando la herramienta de instalación del colgador de tubería (THRT) para levantar y completar bajando. el colgador de tubos. El soporte de tubo se guía y se asienta a través de la ranura guía y luego se bloquea en el núcleo de tela selladora del árbol de Navidad.
2. Conector Eléctrico Húmedo (WMEC)
El Conector Eléctrico Húmedo (WMEC) es el terminal del cable subterráneo de la bomba eléctrica sumergible. Los productos estandarizados extranjeros se seleccionan mediante licitación. El enchufe se fija en el soporte del tubo y el casquillo en la tapa del árbol de Navidad. Cuando se tapa la tapa del árbol, el casquillo en forma de manguito y la tapa del árbol se colocan en el tapón del soporte del tubo, que se puede energizar cuando se acopla en agua de mar para garantizar que no haya fugas y que no se requiera instalación especial. La parte de encaje del enchufe es similar a un enchufe trifásico normal. Todo el casquillo mide unos 50 cm de largo y 8 cm de diámetro.
Por razones de seguridad, el espacio entre la tapa del árbol de Navidad y el soporte del tubo se lava con líquido aislante eléctrico y luego se utiliza nitrógeno para exprimir el líquido aislante eléctrico y garantizar que el conector eléctrico húmedo (WMEC ) no lo hará. Bajo las condiciones de trabajo de voltaje variable, frecuencia y alta corriente, el alto calor generado por la operación a largo plazo hace que la tapa del árbol se expanda térmicamente y se dañe.
Los parámetros de funcionamiento del conector eléctrico húmedo son: voltaje 5kV, corriente 125A, frecuencia 60Hz.
3. Bomba eléctrica sumergible
De acuerdo con las características de alta viscosidad, alta densidad, baja presión en el fondo del pozo y rápido aumento del contenido de agua en el campo petrolífero Liuhua 11-1, bomba eléctrica sumergible. Fue seleccionado para la producción de aceite. La bomba eléctrica sumergible seleccionada es el conjunto de bomba eléctrica sumergible serie 562 proporcionado por Reda Company, HN13500, nivel 73, 540 HP, 125 Ams, 5000 voltios. El extremo inferior del cable submarino que suministra energía a la bomba eléctrica sumergible está conectado a la tapa del árbol de Navidad, y el extremo superior está colgado en la plataforma inferior del FPS y conectado al convertidor de frecuencia en la sala de control de la bomba eléctrica sumergible. Los interruptores de las válvulas de producción de un solo pozo y las válvulas de seguridad están controlados directamente por el sistema hidráulico del FPS. El conector hidráulico del árbol de Navidad está conectado a la placa de distribución hidráulica del colector central submarino a través de mangueras de control subacuáticas, y la placa de distribución hidráulica está conectada a la sala de control central del FPS a través de cables de control hidráulico.
4. Empaquetador de producción de instalación submarina
El empacador resellable proporcionado por NODECO tiene cuatro canales, incluidos canales de flujo de fluido de formación y penetraciones de cables de bombas eléctricas sumergibles, tuberías de inyección de químicos y canales de tuberías de respaldo. . Su característica principal es que se puede reajustar. El empacador reajustable puede evitar tener que levantar la sarta de tuberías para reemplazar el empacador cada vez que se repara el pozo, ahorrando así el tiempo y el costo de la reparación del pozo.