Nueva tecnología para el desarrollo del yacimiento petrolífero de aguas profundas de Liuhua en el Mar de China Meridional

El campo petrolero Liuhua 11-1 está ubicado en el bloque contractual 29/04 de la cuenca de la desembocadura del río Pearl en el Mar de China Meridional, a 220 km al sureste de Hong Kong, con una profundidad de agua promedio de 305 m.

El campo petrolero Liuhua 11-1 es un campo petrolero desarrollado conjuntamente por CNOOC y Amoco Orient Petroleum Company. El campo petrolero Liuhua 11-1 fue descubierto en enero de 1987. 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 y luego comenzaron la construcción del campo petrolero. Proyecto de desarrollo. Se puso en funcionamiento en mayo de 1995. La empresa es Amoco.

El campo petrolero Liuhua 11-1 incluye tres trampas que contienen petróleo, a saber, los bloques Liuhua 11-1, 4-1 y 11-1 Este. El bloque Liuhua 11-1 tiene un área petrolera básicamente probada de 36,3 km2, reservas geológicas de 15378×104t, 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 una reserva geológica de 1753×104t. Liuhua 11-1 East Block controla un área petrolera de 11,3km2 y reservas geológicas de 458×104t. El área petrolera probada y controlada de todo el campo petrolero es de 83,1 km2, con reservas geológicas totales de 24015×104t. Es el campo petrolero más grande descubierto hasta ahora en el Mar de China Meridional. El bloque Liuhua 11-1 actualmente en desarrollo es sólo una parte del campo petrolífero Liuhua 11-1.

Para desarrollar un yacimiento petrolífero tan grande de manera económica y efectiva, nos enfrentamos a muchos problemas técnicos: gran profundidad de agua, condiciones ambientales adversas, petróleo crudo con una gran gravedad específica y alta viscosidad, y el agua del fondo de el embalse es suficiente y poco profundo. En vista de estas características, gracias a los esfuerzos conjuntos del personal técnico chino y extranjero, fueron pioneros e innovaron, utilizaron nuevos conceptos de pensamiento y adoptaron las mejores y nuevas tecnologías del mundo, creando "tres primeros y siete primeros" durante el proyecto. proceso de desarrollo.

El campo petrolero Liuhua 11-1 tiene una vida útil de producción de diseño de 12 años y una vida útil de diseño de las instalaciones de ingeniería de 20 años. El presupuesto de inversión aprobado fue de 653 millones de dólares estadounidenses y la cuenta final de inversión real fue de EE.UU. 622 millones de dólares, un ahorro de 31 millones de dólares respecto al presupuesto.

1. Plan de desarrollo de ingeniería

El campo petrolífero Liuhua 11-1 adopta un plan de desarrollo totalmente oceánico en aguas profundas. Toda la instalación de ingeniería incluye 5 partes: sistema de producción flotante semisumergible (FPS) "Desafío" del Mar de China Meridional, unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) "Victoria" del Mar de China Meridional, sistema de amarre de un solo punto, oleoducto submarino y sistema de boca de pozo submarino (Figura 12-1).

Figura 12-1 Diagrama de las instalaciones de ingeniería del yacimiento petrolífero Liuhua 11-1

II. Condiciones de diseño

(1) Condiciones ambientales

a. ． Además de la influencia de los monzones invernales y las fuertes tormentas tropicales de verano (tifones), el área marítima operativa del campo petrolífero Liuhua 11-1 también tiene un estado del mar especial: la corriente de onda interna, que también es un factor importante que afecta las operaciones y la selección del sistema. Durante la prueba de un solo pozo en 1990, se produjeron varios accidentes causados ​​por corrientes de olas internas, como rotura de cables, colisión de cascos e incluso rotura de boyas o aplastamiento de mangueras flotantes.

b. Los parámetros ambientales del campo petrolífero Liuhua 11-1 se muestran en la Tabla 12-1.

c. Los parámetros de diseño del tubo ascendente flexible FPS "Challenge" en el campo petrolífero Liuhua 11-1 se muestran en la Tabla 12-2.

d． Los parámetros del entorno de diseño FPS del sistema de producción flotante Liuhua 11-1 Oilfield "Challenge" se muestran en la Tabla 12-3.

e. Los parámetros de diseño direccional del estado del mar de la FPSO Liuhua 11-1 Oilfield "Shengli" se muestran en la Tabla 12-4.

Tabla 12-1 Parámetros ambientales del campo petrolífero Liuhua 11-1

Tabla 12-2 Parámetros de diseño del riser flexible del FPS "Desafío" (una vez en un siglo)

Tabla 12-3 Parámetros de diseño ambiental del sistema de producción flotante FPS "Desafío"

Tabla 12-4 Parámetros de diseño del estado del mar direccional del FPSO "Victoria"

(2) Propiedades del fluido

El campo petrolero Liuhua 11-1 tiene una gravedad específica alta, alta viscosidad, bajo contenido de azufre, bajo contenido de cera, bajo punto de congelación, baja relación gas-petróleo disuelto y petróleo crudo nafténico biodegradable subsaturado. Los principales parámetros del petróleo crudo de superficie son:

Densidad relativa: 0,92~0,97;

Viscosidad: 50~162mPa.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;

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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 petrolífero Liuhua 11-1

Tabla continua

(3) Otros parámetros de diseño

Equipo de soporte de boca de pozo submarino, incluidos instrumentos de presión, la presión máxima de trabajo de la tubería es 15,5 MPa (22401b/in2);

Producción diaria máxima de un solo pozo: 2384m3/d, rango de contenido de agua 0 % ~ 93%;

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 deben ser adecuados para transportar líquidos con sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono. La superficie interior debe estar tratada químicamente contra la corrosión y la capa exterior debe protegerse con pintura y material de sacrificio. ánodos.

(4) Prueba extendida

Para resolver el problema de la rápida formación de conos de agua de fondo fuerte en el campo petrolífero, reduzca la velocidad del cono de agua y aproveche el potencial de la campo petrolero en mayor medida, analizamos más a fondo la capacidad de producción a largo plazo del campo petrolero Para mejorar efectivamente la tasa de recuperación, tomó medio año realizar pruebas extendidas en tres pozos antes del desarrollo formal.

a. El pozo Liuhua 11-1-3 es un pozo vertical que penetra el yacimiento, con una producción diaria inicial de 363m3 y un contenido de agua integral del 20%. Luego de 42 días, la producción diaria es de 350m3 y el contenido de agua integral se eleva al 70%. .

b. El pozo Liuhua 11-1-5 es un pozo de extensión altamente inclinado. La sección de inclinación del pozo que cae en la sección del yacimiento alcanza el 78%. La producción diaria inicial es de 1271 m3 y el contenido total de agua es del 0%, la producción diaria. cae a 874m3, y el contenido integral de agua es del 0%. Aumentó al 51%, y la velocidad de ascenso del cono de agua mejoró significativamente en comparación con la de los pozos verticales.

c. El pozo Liuhua 11-1-6 es un pozo horizontal. Todas las secciones del pozo horizontal caen en la sección con la mejor permeabilidad en la parte superior de la capa de petróleo. La producción diaria inicial es de 1907 m3 y el contenido total de agua es del 0 %. 120 días, la producción diaria es de 1017m3 y el contenido total de agua es del 26%. En comparación con los dos primeros pozos, el uso de la minería de pozos horizontales no solo puede aumentar la producción de un solo pozo, sino también reducir la velocidad del cono de agua del fondo, que es el mejor plan de desarrollo para el campo petrolero.

3. La plataforma flotante de producción (FPS) "Challenge" en el Mar de China Meridional

La profundidad del agua en el campo petrolero Liuhua 11-1 es de casi 310 m. estructura de plataforma fija de la chaqueta, con solo el catéter. El bastidor en sí cuesta hasta mil millones de dólares, y el costo de construir una nueva plataforma para piernas tensas se estima en 1.2 mil millones de dólares. Después de demostraciones y comparaciones técnicas y económicas, finalmente se adoptó el plan para modificar la plataforma de perforación semisumergible y el costo total de modificación no superó los 200 millones de dólares. De acuerdo con los requisitos de uso, el sistema de producción flotante modificado no sólo puede soportar las duras condiciones del mar que ocurren una vez cada siglo en el área marítima, sino que también puede cumplir con los requisitos para las operaciones de perforación, terminación y reparación. También puede instalar, recuperar y reparar. reparar equipos submarinos de boca de pozo, monitorear y controlar el agua. Baje a la boca del pozo para proporcionar una piscina lunar suspendida y suministro de energía para la bomba sumergible eléctrica del fondo del pozo. De acuerdo con la naturaleza direccional de los extremos de los tifones, y los valores extremos de viento, olas y corrientes en el noreste son significativamente mayores que los del noroeste, el método de amarre simétrico convencional de 8 o 12 cadenas de ancla se cambia a uno asimétrico de 11. cadenas de ancla De acuerdo con las condiciones de tensión reales, la longitud de la mayoría de las cadenas de ancla se acorta. El diámetro de la cadena del ancla es de φ127 mm y el peso de una sola ancla es de 40 toneladas. Es el ancla más grande que se utiliza actualmente con fines comerciales en el mar. La capacidad de amarre puede resistir el ataque de un fuerte tifón que ocurre una vez cada siglo, amarrando permanentemente el "Desafío" del Mar de China Meridional al fondo marino.

La vida útil de diseño de "Challenge" es de 20 años.

En julio de 1993, se compró una plataforma de perforación semisumergible para su renovación. Después de 22 meses de diseño de renovación y construcción en el astillero, fue amarrada a una ubicación predeterminada en el campo petrolero en abril de 1995.

"Challenge" también está equipado con 2 robots ROV controlados remotamente para apoyar las operaciones y proporcionar energía a la boca del pozo a través de 25 cables submarinos. El módulo habitable tiene capacidad para 130 personas.

4. Petrolero flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) y sistema de amarre de punto único

(1) Petrolero flotante de producción, almacenamiento y descarga "Victory" en el Mar de China Meridional ( FPSO)

El "Victory" en el Mar de China Meridional fue reacondicionado a partir de un viejo petrolero de 140.000 toneladas. El petrolero tiene 280 m de largo, 44 ​​m de ancho, 23 m de profundidad y 17 m de calado. El petrolero modificado tiene las funciones de generación de energía, purificación de petróleo crudo, almacenamiento de petróleo crudo y descarga de petróleo. El volumen máximo diario 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 dos en uno más avanzada del mundo, lo que significa que la desalinización y deshidratación del petróleo crudo se completan paso a paso. en un solo equipo. Esta es la primera vez en el mundo que esta nueva tecnología se utiliza en campos petroleros marinos. 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 cualificado almacenado se transporta y vende en camiones cisterna.

(2) Sistema de amarre de un solo punto "Victory"

El sistema flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) "Victory" adopta un sistema de amarre de un solo punto de torre interna permanente. El punto único se fija al fondo del mar con una cadena de ancla y está conectado al casco a través del mecanismo de torreta en la cavidad en la parte delantera del casco del petrolero. El petrolero puede girar 360° alrededor del punto único. Esta forma estructural se utiliza por primera vez en China y es mucho más económica que una estructura de amarre de torre fija en condiciones de aguas profundas.

Las condiciones ambientales de diseño se basan en las condiciones extremas del mar que se dan una vez cada siglo, y se utilizan 10 cadenas de ancla de Φ114,3 mm para el amarre. Según la diferencia de valores extremos en cada dirección de las condiciones ambientales, la longitud de la cadena del ancla debe ajustarse adecuadamente. El sistema de amarre de un solo punto es permanentemente no desmontable y tiene una fuerza de amarre máxima de 600t.

5. Sistema de producción submarino

(1) Selección del sistema de boca de pozo submarino

a. El sistema de producción descentralizado en boca de pozo submarino es adecuado para situaciones en las que la distribución de la corriente marina a lo largo de la profundidad en el área marina operativa es básicamente consistente y relativamente estable. Los cabezales de pozo submarinos se pueden conectar a través de tuberías flexibles o conectarse al colector principal, o conectarse directamente a camiones cisterna. La ventaja de este sistema de cabezal de pozo submarino es que ya tiene cierta experiencia y la precisión de posicionamiento del cabezal del pozo y la carcasa de superficie es baja. La desventaja es que el costo y el costo de instalación de las mangueras y las juntas hidráulicas especiales entre los cabezales de los pozos submarinos son altos. Cuando la dirección de la corriente del mar es inestable, es fácil que la manguera se enrede, causando daños a la manguera y las juntas. La reparación afectará la producción de otros pozos, y la construcción e instalación tienen condiciones de mar altas y requisitos de largo plazo.

b. El sistema centralizado de producción submarina en boca de pozo es adecuado para diversas condiciones de corrientes oceánicas. Las bases guía de la boca de pozo están conectadas en su totalidad mediante puentes de acero. Esta forma estructural nunca se ha utilizado antes. Hay falta de experiencia y tecnología y equipos de soporte ya preparados, y la precisión del posicionamiento del cabezal del pozo y del revestimiento de superficie requiere una alta precisión. Por otro lado, la ventaja de esta forma estructural es que el coste de las juntas de puente de acero 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, y el rango de movimiento es pequeño y no se producirá fricción ni enredo de las mangueras durante la medición e instalación. y las operaciones de recuperación de tubos puente de acero pueden realizarse simultáneamente con otras operaciones y no requiere el uso de otros barcos. Puede operar como de costumbre en condiciones de mar agitado y es altamente eficiente. 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 reensamblaje 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 Liuhua 11 -1 El El sistema más innovador en ingeniería de yacimientos petrolíferos incluye: colector de centro de recolección de líquido; puente de acero entre cabezales de pozo; aplicación de juntas eléctricas húmedas en plataformas marinas; sistema de elevador catenario flexible soportado por plataformas de producción flotantes; -Rov robot de operación submarina controlado; nueva base fija de tubería submarina y tubo de puente largo de acero bajo el agua; árbol de Navidad horizontal;

El equipo del cabezal de pozo submarino se instala en tres partes. Primero, bloquee la base de la guía de producción (PGFB) en el cabezal de revestimiento de superficie de 762 mm y use puentes de acero para conectar las juntas inferiores de la tubería de recolección y transporte del PGFB. , conectando así los cabezales de pozo submarinos independientes para formar un circuito cerrado de doble línea, luego bloqueando el árbol submarino en el cabezal de pozo de 476 mm, conectando la junta de la línea de flujo de petróleo del árbol a la válvula en la base de producción y, finalmente, la tapa del árbol de Navidad. y el cable de la bomba sumergible eléctrica están cubiertos en el árbol de Navidad. El circuito de la bomba sumergible eléctrica está conectado. El petróleo crudo ingresa al colector de recolección inferior del PCFB a través de la salida del árbol, se acumula en el colector central y luego pasa a través del. colector central El largo tubo puente de acero ingresa al oleoducto submarino y se transporta al South China Sea Challenger para su procesamiento.

(3) Funciones de los equipos de boca de pozo submarino

1. Colector central

El bloque del colector central mide 21,3 m de largo, 2,1 m de ancho, 2,1 m de alto y pesa 60 toneladas. Consta de dos oleoductos de producción de 457,2 mm y un oleoducto de prueba de 203,2 mm, correspondientes a dos oleoductos submarinos de 342,9 mm (13,5 pulgadas) y un oleoducto submarino de prueba de 152,4 mm, respectivamente. 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 se utiliza como válvula de conmutación entre tuberías. Durante la instalación, utilice una grúa de plataforma para levantar y enderezar el colector central, acercarse a la plataforma giratoria y luego utilizar el gancho grande de la plataforma de perforación para pasar a través de la piscina lunar y colocarla en el fondo del mar. El colector central también sirve como base del panel hidráulico, y las señales hidráulicas desde la sala de control principal se transmiten a cada árbol de producción a través del panel de distribución.

2． Base guía de producción permanente PGFB

En comparación con las bases guía permanentes convencionales, además de ser de mayor tamaño con 4,8 mx 4,8 m, no solo tiene la función de guiar y realizar cimientos, sino que también tiene la función de recoger líquido. En la parte inferior de la base están diseñados dos tubos colectores de líquido de 304,8 mm. El petróleo crudo del árbol de Navidad ingresa al tubo colector de líquido 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 operaciones submarinas sin buceo manual, este tipo de árbol está diseñado con todas las válvulas en dirección horizontal y operado por robots submarinos. Los interruptores de 16 válvulas de bola con diferentes rendimientos están concentrados en un panel operativo que es conveniente para la operación del robot ROV de control remoto. El robot puede operar estos interruptores para controlar válvulas de producción, válvulas anulares, válvulas de seguridad, válvulas de inyección de químicos, etc. Estas válvulas también se pueden abrir y cerrar bajo el control hidráulico de la plataforma, y ​​la válvula de seguridad se puede cerrar automáticamente en caso de emergencia.

4. Tapa submarina para árbol de Navidad

La tapa para árbol de Navidad cubre la parte superior del árbol de Navidad. El conector eléctrico húmedo (WMEC) se fija en el interior de la tapa y el enchufe del conector eléctrico seco (DMEC). dentro de la brida exterior, el conector se fija en la brida del terminal IWPC y la brida del conector eléctrico seco se conecta primero en la plataforma.

Teniendo en cuenta que las duras condiciones ambientales pueden tirar del IWPC y causar daños al árbol de Navidad, se diseña una brida de seguridad en un extremo del IWPC. Antes de que la carga llegue al punto de dañar el árbol de Navidad, los pernos de la brida de rotura se rompen primero. , haciendo el IWPC y el árbol de Navidad. Se quita la tapa.

5. Instalación del árbol de Navidad y la tapa del árbol de Navidad

La herramienta utilizada en la operación de instalación es una herramienta multifuncional de finalización y reparación (URT). Esta herramienta se asienta sobre el árbol de Navidad a través de cuatro cables guía. Todo el sistema está controlado por presión hidráulica y puede centrar y ajustar automáticamente la altura de manera suave y eficiente. No solo puede instalar el árbol de Navidad y la tapa del árbol de Navidad, sino también recuperarlo. Tapa del árbol de Navidad, temporalmente Está estacionada en el PGFB para realizar la presión de sellado del tapón de la tubería y las pruebas del circuito de unión eléctrica húmeda, eliminando la compleja tarea de llevar la tapa del árbol y el IWPC a la plataforma para realizar pruebas y luego instalarlas. La parte inferior de esta herramienta es una estructura de marco rectangular. La distancia entre los cuatro cilindros del embudo utilizados como guías es exactamente la misma que la del embudo guía del árbol de Navidad. Una varilla central puede moverse suavemente mediante control hidráulico.

6. Robot submarino operado de forma remota (ROV)

Los dos robots están diseñados y fabricados de acuerdo con los requisitos de uso del campo petrolífero Liuhua 11-1. Uno es permanente y opera en la plataforma y el otro se puede mover. a un barco de trabajo para operaciones de buceo. Ambos robots tienen una potencia de 73,5kW (100HP), 6 hélices y 6 cámaras (una de las cuales es de enfoque ajustable y la otra es tipo bolígrafo montada en el manipulador) y pueden ser remolcados en 2 millas de corrientes marinas. La operación del cordón umbilical de 183 m está equipada con un módulo multifuncional: MFPT. El ROV está equipado con los siguientes módulos: módulo de herramienta giratoria, propulsor hidráulico enchufable del manipulador, accionamiento hidráulico telescópico de centrado automático, herramientas de trabajo auxiliares, cortador de cable de trabajo flexible, cortador de cable, pinza de cable, pistola de lavado de baja presión, herramienta de inyección de mantequilla. , Ventosa telescópica de posicionamiento, sierra circular hidráulica, manipulador Schilling de 7 funciones, potente manipulador Schilling de 5 funciones y función de extracción de pasadores, etc. Dado que se tuvieron en cuenta los requisitos de diversas condiciones operativas durante el diseño y se realizaron pruebas del modelo con anticipación, el rendimiento fue bueno durante la operación real y la eficiencia operativa se mantuvo en un nivel muy alto.

7. Base fija de conexión de tubería submarina (TIB)

La base fija de conexión de tubería submarina (TIB) 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 m, 17,4 my 11,3 m, y el otro lado está conectado a tres tuberías submarinas. La base fija de conexión de tubería submarina (TIB) está instalada en la plataforma de producción flotante, y la conexión entre la TIB y las tres tuberías submarinas se completa mediante un sistema de conexión de manguera sumergible (DFCS). El DFCS es transportado al agua por un ROV. Cuando la tubería submarina desciende a la posición objetivo, otro ROV conducirá un cable desde el DFCS y colgará el grillete QOV en el extremo del cable en el punto de suspensión del. conector de tubería submarina y apriete el cable, haga que la interfaz de la tubería submarina siga el canal guía y se acerque gradualmente a la interfaz en el TIB. El ROV inserta el tapón del controlador hidráulico en el orificio de bloqueo de la junta para bloquear la junta. Prueba de sellado y presión, afloje el grillete ROV en la junta para completar la operación de instalación.

6. Oleoducto submarino

El oleoducto submarino del campo petrolero Liuhua 11-1 consta de tres partes.

1． Tubería de producción

Cantidad: 2;

Diámetro: 131/2”;

Medio de transmisión: líquido mixto aceite-agua;

Material: Manguera flexible de potencia;

Distancia: desde la base del riser de la tubería submarina bajo el sistema de producción flotante (FPS) "Challenge" hasta la base del riser flotante de producción, almacenamiento y descarga "Victory" (PRB).

Longitud: 2,24km

2. Tubería de medición

Cantidad: 1

Diámetro: 6";

Medio de transmisión: líquido mezclado de petróleo y agua, medición de un solo pozo o en lugar de tubería de producción en situaciones de emergencia;

Material: manguera flexible eléctrica;

Distancia: desde la base del elevador bajo el sistema de producción flotante (FPS) "Challenge" hasta la base de riser (PRB) bajo la unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga "Victory";

Longitud: 2,24km.

3． Tubo ascendente

Cantidad: 2 tubos ascendentes de producción, 1 tubo ascendente de medición;

Diámetro: tubo ascendente de producción de 131/2", tubo ascendente de medición de 6";

Medio de transmisión: líquido ;

Material: Manguera flexible eléctrica;

Distancia: desde la base ascendente debajo del dispositivo flotante de almacenamiento y descarga de producción "Victory" Vaya al punto único de la torreta arriba.

7. Tecnología de perforación de pozos horizontales

(1) Diseño de la trayectoria del pozo

El campo petrolero se caracteriza por un área grande y una profundidad de enterramiento del yacimiento de petróleo poco profunda. La distancia vertical hasta la superficie superior del embalse es de sólo 914 m. Limitado por la profundidad del yacimiento, el radio máximo de control de la perforación de pozos horizontales en la plataforma es de aproximadamente 3 km. Para garantizar que la bomba sumergible eléctrica pueda funcionar sin torque lateral, la trayectoria horizontal del pozo está diseñada para dividirse en dos secciones de pozo inclinadas, y se diseña una sección de inclinación estable entre las dos secciones de pozo inclinadas, y la bomba sumergible eléctrica es Corre hacia la sección del pozo inclinado del establo. Para evitar que la bomba electrosumergible se dañe durante el funcionamiento, la tasa de deflexión de la primera sección del pozo de deflexión no debe exceder los 7°/30 m.

Las secciones de pozos horizontales diseñadas de los 20 pozos horizontales están ubicadas en la capa B1 con un espesor de aproximadamente 6,8 m y la mejor porosidad. La longitud de la sección horizontal es de 800 m y el desplazamiento horizontal total es de aproximadamente 910-2590 m.

(2) Tecnología y características de perforación

a. Primero, se utilizó el nuevo proceso de revestimiento mientras se perforaba para instalar el revestimiento y se completó con éxito la instalación de 25 tuberías. El tiempo total de operación de la instalación es de 14,4 días y el tiempo promedio de instalación de un solo pozo es de 14,8 horas. En comparación con el método convencional, el ahorro de tiempo es de 36 días.

b. El método de perforación por lotes se adopta para las secciones de pozo de 444,5 mm (171/2 pulg.) y 311,2 mm+215,9 mm (121/4 pulg.+81/2 pulg.), respectivamente. 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 del método de operación de perforación por lotes acelera enormemente la operación de perforación.

c. El fluido de perforación utiliza un sistema de lodo a base de agua PHPA y agua de mar (más lodo Xanvis) para perforar la sección inclinada y la sección horizontal, lo que reduce los costos del lodo, aumenta la velocidad de perforación, 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 realizar un seguimiento del estado de la perforación y monitorear los estratos encontrados, determinar la profundidad de la capa objetivo de manera oportuna y ajustar la trayectoria del pozo, lo que no solo acelera el progreso de la perforación, sino que también hace que la proporción de pozos horizontales que caen con precisión en la capa objetivo B1 con un espesor de solo 6,8 m alcance 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 perforaron 17 pozos y 12 Los pozos se completaron, el metraje total fue de 28207 m, el total de días fue de 180 días, la profundidad promedio medida del pozo fue de 2351 m, la sección del pozo horizontal fue de 813 m, la proporción de secciones de pozo horizontal que ingresaron a la capa objetivo B1 fue del 91%, el pozo único. El ciclo de operación fue de 13 días y el costo de un solo pozo fue de US$ 1,96 millones.

8. Cadena de finalización

1. Soporte para tubos

La instalación de la sarta de terminación se completa levantando y bajando el soporte para tubos con la herramienta de instalación del soporte para tubos (THRT). El tubo de aceite se cuelga a través de la ranura guía y se guía hasta el rellano 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 de fondo de pozo de la bomba sumergible eléctrica. Los productos estandarizados extranjeros se seleccionan mediante licitación. El enchufe se fija en el soporte de la tubería y el enchufe se fija. Fijado en la tapa del árbol de Navidad, cuando la tapa del árbol está cubierta, el casquillo en forma de manguito se coloca en el tapón colgante del tubo de aceite junto con la tapa del árbol, y se puede alimentar acoplando en agua de mar, y se garantiza que no. fugas de electricidad y no se requiere ninguna instalación especial. La parte de acoplamiento del enchufe es similar a un enchufe trifásico normal. Todo el casquillo mide unos 50 cm de largo y 8 cm de diámetro.

Para fines de seguro, use líquido aislante eléctrico para limpiar el espacio entre la tapa del árbol y el soporte del tubo, y luego use nitrógeno para exprimir el líquido aislante eléctrico para garantizar que el conector eléctrico húmedo (WMEC) no se deteriora debido a condiciones de trabajo a largo plazo de alto voltaje variable y alta corriente de frecuencia variable, el trabajo genera mucho calor, lo que provoca la expansión térmica de la copa del árbol y la daña.

Los parámetros de funcionamiento del conector eléctrico húmedo son: voltaje 5kV, corriente 125A, frecuencia 60Hz.

3． Bomba eléctrica sumergible

Debido a las características de alta viscosidad, alta densidad, baja presión en el fondo del pozo y rápido aumento en el contenido de agua del petróleo crudo en el campo petrolífero Liuhua 11-1, la tecnología de producción de petróleo con bomba eléctrica sumergible fue seleccionado. La bomba eléctrica sumergible seleccionada es el conjunto de bomba eléctrica sumergible serie 562 proporcionado por Reda Company, HN13500, 73 etapas, 540 HP, 125 Ams, 5000 Volts. 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 suspendido en la plataforma inferior del FPS y conectado al convertidor de frecuencia en la sala de control de la bomba eléctrica sumergible. La apertura y el cierre de las válvulas de producción de un solo pozo y las válvulas de seguridad son controladas directamente por el sistema hidráulico del FPS. Las juntas hidráulicas del árbol de producción están conectadas a la placa de distribución hidráulica del colector central submarino a través de mangueras de control subacuáticas y a la distribución hidráulica. La placa está conectada al colector central submarino a través de cables de control hidráulico. La sala de control central del FPS está conectada.

4. Empaquetador de producción de ajuste submarino

El empacador de reajuste proporcionado por NODECO tiene 4 canales, incluidos canales de flujo de fluido de formación, pasacables de ESP, tuberías de inyección de químicos y un canal de tubería de respaldo. Su característica principal es que se puede volver a configurar. El uso de un empacador reajustable puede evitar tener que sacar la sarta de tubería y reemplazar el empacador cada vez que se repara el pozo, ahorrando así tiempo y costo de reparación del pozo.