超深水区基准面延拓驱动的反射波形反演成像

远离大陆架的海洋油气勘探与开发具有高风险、高投入的特征,对构造成像和储层预测精度要求很高,传统的基于射线理论的速度建模方法难以满足精细成像的需求。超深水探区地震观测受巨厚水层的影响,导致记录时间较长、数据规模和模型空间巨大,因此难以大规模应用基于波动理论的速度建模方法。为此,提出基准面延拓驱动的反射波形反演成像技术。该技术利用基准面延拓剥离水层影响,消除地震波在水中的传播效应,降低数据规模、压缩模型空间、缓解速度—深度多解性,使全波形反演在深海区的实际应用成为可能。考虑到超深水探区有限炮检距难以记录到穿透较深的初至波,无法利用初至波进行波形反演更新速度,因此选用反射波形反演对延拓后数据进行速度建模,以便得到高精度速度模型和成像结果。理论模型合成数据和南海A区块实际数据处理结果表明,该技术能够大规模缩减数据量,并提高高精度速度建模的效率,可在超深水油气勘探中发挥积极作用。

陵水区块超深水高性能恒流变油基钻井液技术

超深水钻井不仅面临低温、井壁不稳定、地层安全作业压力窗口窄以及井眼清洁困难等问题,还对钻井液的性能提出了更高的要求。通过对乳化剂的分子结构进行设计,研制出一种同时具备乳化和流型调控作用的新型乳化剂KMUL,并以此为主要处理剂,构建了一套适用于南海西部陵水区块超深水工况的高性能恒流变油基钻井液,并对钻井液性能进行了评价。结果表明:该钻井液具有良好的恒流变特性,在温度为2~150℃、压力为0~56 MPa范围内的流变性能较为稳定;钻井液的抗污染能力较强,当岩屑和海水的加量为15%时,钻井液的综合性能比较稳定;钻井液的储层保护效果较好,岩心渗透率恢复值能达到92%以上;钻井液的生物毒性较低,具备良好的环境保护性能。LS-C超深水井的现场应用结果表明,不同井深的现场钻井液流变性能和破乳电压均比较稳定,钻井液当量循环密度始终维持在低位,施工过程顺利,井筒直径规整,未出现井下复杂情况。研究结果表明,该高性能恒流变油基钻井液满足陵水区块超深水钻井施工的需求。

超深水基岩潜山储层分布式光纤温度试井方法

超深水永乐X区潜山气藏具有储层非均质强、纵向岩性组合多样的特征,传统生产测井技术在落实储层产出特征时存在局限性。采用分布式光纤测温技术测试获得了YL1井产能测试生产层段的温度数据,结合渗流力学和流体力学理论,建立了气藏渗流和井筒管流温度—压力场双耦合模型,计算了气井产出剖面变化引起的温度响应特征。采用Levenberg Marquart(LM)反演算法实现了YL1气井产出剖面定量解释分析。研究结果表明,气井多层测试时高渗层对应井筒温度下降斜率大,温度变化速度快,温降大,通过温度剖面可以作为判断高渗地层、裂缝或非产层产出贡献;利用建立的分布式光纤温度产出剖面解释方法,定量评价获得了砂砾质风化带、风化裂缝带和内幕裂缝带产出贡献,解释结果与录井气测率具有正相关性,且与地质认识吻合,证明了解释理论的可靠性。研究结果对分布式光纤温度监测多层气藏产出剖面技术的推广具有重要理论及应用价值。

珠江口盆地超深水区LW21-A井烃源岩分子地球化学特征与油气成因

珠江口盆地超深水区勘探程度低,珠四坳陷仅LW21-A井有油气发现,通过对其进行系统地特征分子地球化学测试与分析,揭示了所钻遇烃源岩的类型和发现油气的成因。该钻井揭示,文昌组和恩平组发育海相(海侵)泥岩和微咸水浅湖相(近海湖盆)泥岩;LW21构造气藏中存在海相(海侵)和湖相2类凝析油;LW21构造气藏中天然气主要成分为CO_(2),属于CO_(2)气藏,含一定量烷烃气;CO_(2)主要是无机幔源型成因气,烷烃气主要是油型气与海相生物气的混合型干气。这一认识对珠江口盆地超深水区珠四坳陷带的进一步评价和勘探决策具有重要意义。

深远海超深水钻井井控风险防控技术研究进展

海洋蕴藏着丰富的油气资源,开发海洋油气具有广阔的前景,但也面临着巨大的风险和挑战。尤其是深远海、超深水油气开采作业海域离岸远、自然环境恶劣、人员设施集中,一旦发生井喷爆炸等事故易产生连锁效应,处置不当将会造成人员伤亡、环境污染等重大生产安全事故,甚至可能引起外交争端。中国海油立足科技自主创新,通过理论研究和技术攻关,初步形成了深远海超深水钻井井控风险防控技术体系,包括深水钻井重大事故形成演化机理及场景推演技术,深海钻井溢漏同存机理及压力智能调控技术,超深水钻井风险智能监测预警技术和超深水钻井应急救援技术等。文章在总结上述井控应急关键技术研究进展的基础上,展望了行业未来的发展方向,提出了持续加强井控安全及应急救援能力建设,加快推进核心井控软件和装备国产化,持续提升深水钻井井控应急智能化水平等发展建议,以进一步推动深远海井控技术的发展和进步,为保障国家能源安全,实现海洋强国战略目标贡献力量。

锚系作业船在超深水锚腿预铺设中的应用实践

海上浮式生产设施通常采用多条系泊锚腿将上部平台设施与海底锚桩连接,水深超过1500m时锚腿的预铺设工作面临前所未有的挑战和困难。本文结合中国南海西部半潜式平台系泊锚腿预铺设作业的工程实践,以动力定位系统、主动深沉补偿式折臂吊机、500t锚系处理绞车配合作业的方法下放锚腿;结合锚头链与锚桩连接、锚腿中段聚酯缆下放、锚腿湿存等问题,深入分析、探讨、总结锚系作业船舶在施工中的要点和难点。

超深水液压打桩锤动力传输方式分析

文章通过两种动力传输方案的比较分析,阐明电力传输+水下液压系统方案,是超深水液压打桩锤动力传输具有传动效率高、实施最为经济有效的方案。

超深水打桩锤系统的可靠性分析与分配研究

超深水打桩锤系统的性能直接影响大型海洋油气平台的建设进度。为深入研究超深水打桩锤系统的故障机理,对系统进行可靠性分析与分配研究。首先,对超深水打桩锤系统进行故障模式与影响分析(failure mode and effect analysis,FMEA),并基于FMEA结果提出了一种改进的危害性分析(criticality analysis,CA)方法。然后,运用改进的AGREE(advisory group on reliability of electronic equipment,电子设备可靠性咨询组)分配法及基于FMECA(failure mode,effect and criticality analysis,故障模式、影响与危害性分析)的可靠性分配方法,对超深水打桩锤系统的子系统和零部件依次进行可靠性分配研究。最后,在MATLAB App Designer开发环境下对超深水打桩锤系统的CA及可靠性分配过程进行可视化界面设计。结果表明,超深水打桩锤系统共有27种故障模式,钢桩等9个零部件为系统薄弱环节;经一、二次可靠性分配后,系统可靠度分别为0.99906322,0.99906327。超深水打桩锤系统的可靠性研究识别了系统的薄弱环节,为其国产化设计提供了一定的理论指导。

基于Markov过程的超深水打桩锤系统可靠性研究

为了评估超深水打桩锤系统的可用度,基于Markov理论提出了一种可靠性研究方法。首先,根据超深水打桩锤系统工作特点和运行机理分析系统状态,建立了可修复性系统的Markov模型,选择恰当的方法求解系统稳态可用度;然后,将可靠性维护技术引入原Markov模型进行定量分析,解得系统稳态裕度,并对系统瞬态可用度进行了对比分析,基于控制变量法分析了各转移率对系统稳态可用度的影响,为系统可靠性的优化配置提供了理论指导;最后,在MATLAB APP designer开发环境下,将系统Markov过程的分析以可视化界面呈现了出来。研究结果表明:可修复性超深水打桩锤系统的稳态可用度为0.97120746,基于可靠性维护的系统稳态可用度为0.99991434;该结果说明,经可靠性维护后的系统稳态可用度有所提高,可满足实际工程所需,可以为超深水打桩锤系统的国产化设计提供一定的理论支持。

HYSY201铺管船铺设超深水22寸管线可行性分析

随着国内海洋石油工业发展,铺管作业逐渐走向超深水。HYSY201已经在1500 m水深条件下实施了12英寸的海底管道铺设作业。为了进一步探讨HYSY201在超深水条件下大管径铺设作业的可行性,针对HYSY201船舶铺管装备和静态铺管受力分析,论证了1500 m超深水的22英寸大管径管道海上施工作业的能力,并获得结论,即静态分析过程中必须放开校核标准,优化阳极作业、弃管回收工艺和防滑颗粒等工艺作业,才能开展1500 m级水深的22英寸管道铺设作业。本文的结论为后续HYSY201超深水海底管道铺设作业做了技术论证和方案支持。

超深水裂缝储层钻井堵漏高效降解凝胶体系

针对南海永乐超深水区块花岗岩储层裂缝发育、钻井液漏失严重、裂缝性储层的堵漏与储层保护无法兼顾的难题,构建了高效降解凝胶堵漏体系。以甲基硼酸、甲基膦酸、氢氧化钠为原料制得动态共价硼酸酯键交联剂,其与聚乙烯醇、黄原胶等在可控时间内以动态共价键的交联方式发生物理化学交联反应,形成具有较高强度的凝胶堵漏体系。研究了该凝胶堵漏体系的成胶时间、堵漏性、流变性、抗污染性、降解性、储层保护性,并现场应用于裂缝性地层的堵漏。结果表明,动态共价硼酸酯键交联剂在低pH环境中易在过氧化物破胶剂的作用下发生键断裂,具有较好的降解性能。高效降解凝胶堵漏体系的成胶时间可调、封堵能力强。对于裂缝宽度为3.5 mm的模拟岩心,在110℃下的承压可达5.8 MPa。凝胶固化前具有较好的流动性和触变性。该凝胶堵漏体系破胶时间短,在pH=4、6%过硫酸钾溶液中,6.1 h时即可完全破胶,破胶后残液黏度低,有助于裂缝性储层钻井防漏堵漏过程中的储层保护,实现超深水裂缝性油气储层钻进过程中的防漏堵漏与储层保护兼顾的目标。

我国超深水半潜平台钢悬链立管系统创新设计与应用

以超深水半潜式生产储卸油平台为载体,提出了内侧反向悬挂的钢悬链立管构型,研发了钢悬链立管系统水下超大跨距安装技术和平台舷外侧预倾回调安装技术,开发了钢悬链立管全自动焊接工艺并形成全尺寸共振疲劳试验体系,解决了我国超深水立管长期服役疲劳寿命难题、立管安装难题和焊接工艺抗疲劳性能可靠性评价难题。相关成果在“南海一号”成功应用,完成了6根钢悬链立管的设计、安装,对今后我国深水立管设计与应用具有借鉴价值。

超深水钻井节流管线摩阻影响及应对方法分析

超深水井由于较长的节流管线,当井控压井循环钻井液时产生的摩阻将极大的超过常规水深井。本文分析了超深水井中节流管线摩阻产生的原因,提出了求取的时机和方法;首次将超深水井中的节流管线摩阻与井身结构设计相结合,论述了其对超深水井钻井设计、作业产生的影响,提出了相应的应对方法。以南海东部实施的超深水为例进行了实际应用,结果表明本文所考虑的方法对超深水井的设计与作业重要指导意义,可为超深水井设计和作业提供参考。

中国南海某区块超深水含浅层气井表层钻井工艺

近年来,随着深海油气勘探开发的不断深入,超深水井、含浅层气井钻探日益频繁,由于超深水井浅层安全密度窗口窄,且海底高压、低温,易形成水合物,给表层钻井带来了很大的挑战。在南海某水深1760m的区块表层钻井时,为克服前述难题,采取开路钻进方式,解决了闭路钻进无密度窗口难题;采用防水合物的盐水聚合物体系,优选钻井液密度,优化钻井液性能,并配合工程措施,解决了防塌、防漏和防水合物形成的难题;采用动态压井设备混浆,并加强钻井液储备后勤保障,解决了开路钻进需要大量钻井液的难题,成功钻探了3口井表层钻井。

超深水气田水下流动安全保障管理创新与实践

某超深水气田是世界上首个带凝析油储存功能的半潜式超深水平台,由上部组块、下部船体和水下生产系统三部分组成。该气田作为我国首个自营超深水气田,是我国开发南海深水油气资源的示范性、引领性项目。但是,国内尚无超深水气田作业经验可循、水下生产系统的稳定运行与完整性管理等一系列难题直接影响着气田的安全稳定运行。为实现该气田水下生产系统的安全高效生产,从气田的生产特点及技术难题出发,奋力开展超深水技术攻关与管理创新实践,形成了一套水下流动安全保障管理体系,包括:超深水生产井启井的创新优化综合管理方法、超深水生产井关井的安全高效管理方法、超深水水下生产系统生产运营精细化管理方法、超深水复杂路由海管的完整性管理方法等四项创新成果。该成果为水下生产系统的稳定运行提供了技术保障和管理依据,对建设海洋强国、保障国家能源安全具有重要意义,具有良好的借鉴与推广应用价值。

超深水海底管道S型铺管作业工艺研究

超深水海底管道的铺管作业是深海石油开采中的关键环节,具有高度复杂性和技术挑战。本文旨在研究超深水海底管道S型铺管作业工艺技术,包括工艺特点、设备要求、施工过程等方面的内容。通过对现有研究成果的综述和分析,以及深入的实验和模拟研究,文章总结了超深水海底管道S型铺管作业工艺技术的发展现状和趋势,为深海石油开采提供了有价值的参考和指导。

超深水平台海管在不泄压的情况下完成冰堵解堵操作实践

某气田作为我国首个自营超深水气田,是我国开发南海超深水油气资源的示范性、引领性项目。水下生产系统存在“一长一深一低”的特点:海管长度总长100公里、水深1000米、海底最低温度3℃。结合油藏特性和地理环境等因素,在开采过程中较其它常规油气田的开发方式有很大不同,具体表现为:油嘴前后差压大、海床温度低、海管长度长且为油气混输,易因流体组分、海管路由起伏等情况,出现天然气水合物、段塞流、结垢、结蜡、腐蚀等问题。其中尤以水合物对水下生产系统的影响最为显著,一旦形成水合物,将导致平台生产中断,甚至是设备损坏,对气田和公司带来不可估量的损失。该气田自2022年1月1日投产至今已经出现三次水合物生成并堵塞海底管道,如果采用传统的方式“泄压+水合物抑制剂注入”来完成解堵作业,那么海管内近百万方的天然气将被白白放空,同时其它生产井被迫停止生产,平台外输产量将受到大大影响,鉴于此,现场决定在海管不泄压、不减产的情况,通过优化甲醇注入方式来实施此次解堵。通过实践证明,超深水平台海管在不泄压的情况下通过优化甲醇注入方式能完成水合物生成的解堵作业。

超深水钻井隔水管设计影响因素

超深水钻井隔水管设计的影响因素主要为环境因素与作业因素,前者主要包括水深、波浪、海流,后者主要包括钻井液密度、脱离后隔水管系统悬挂模式、浮力块分布、涡激抑制设备等。系统总结了超深水钻井隔水管设计影响因素,研究了各因素影响隔水管设计的机理,定性或定量分析了各因素对隔水管设计的影响。研究表明,水深和海流是隔水管设计最显著的影响因素,水深增加导致隔水管材料、结构、配置产生重大变化,海流导致隔水管产生涡激疲劳,并增加隔水管下放与收回的难度。悬挂模式影响隔水管系统的浮力系数和浮力块分布,涡激抑制设备造成隔水管作业困难,钻井液密度影响隔水管的有效张力和底部球铰转角进而影响隔水管系统的稳定性。相关结论可为超深水钻井隔水管设计、配置、作业、管理提供参考。

东非鲁武马盆地始新统超深水重力流砂岩储层特征及成因

鲁武马盆地古近系—新近系发育多套超深水、超大型、富含天然气藏的重力流沉积砂体。以始新统砂体为解剖对象,分析区内重力流砂岩储层特征及成因。结果表明砂体以巨厚层状产出于深海泥岩内部,并与周围泥岩截然接触,测井曲线表现出宏观均一性;岩心揭示此类巨厚砂体是由多期单砂体叠置而成,单砂体是由底部高密度颗粒流和顶部低密度浊流两部分组成,且经历过强底流改造。鲁武马河流三角洲强大物源供给决定了区内砂体分布面积和体积规模;深海滑塌、块体搬运等重力流沉积过程控制了沉积体粒序构造和内部结构;海底区域性强底流持续冲刷并携带走单砂体顶部细粒沉积物,残留了底部"干净"的中粗粒砂岩;多期沉积事件和频繁水道迁移决定了砂体纵、横向叠加展布,并最终形成了区内厚度巨大、岩性宏观均一且连通性极好的超大型深水重力流沉积砂岩储层。

超深水钻井隔水管-井口系统涡激振动疲劳分析

超深水钻井作业经常发生隔水管涡激疲劳问题,而由隔水管涡激振动(VIV)引起的井口系统疲劳可能更为严重。根据超深水隔水管-井口系统VIV疲劳分析算法与计算流程,建立隔水管-井口系统整体有限元模型,通过模态分析提取各阶模态下所有节点的振型、斜率和曲率,应用SHEAR7程序进行详细疲劳分析,识别系统关键疲劳部位,评估系统的VIV疲劳寿命,并研究顶张力、防喷器(BOP)、导管结构尺寸及井口出泥高度对井口系统VIV疲劳特性的影响规律。针对南海某超深水井的隔水管-井口系统进行实例分析,结果表明,超深水隔水管-井口系统容易发生多阶模态振动,系统最大疲劳损伤位于导管上,系统疲劳寿命满足作业要求,适当提高顶张力、采用小型化的BOP、增大导管抗弯刚度以及降低井口出泥高度均可有效改善井口系统的VIV疲劳性能。