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技术精简 引领海洋油气发展创新(下)

技术精简 引领海洋油气发展创新(下)

形状记忆聚合物技术,井下电液流量控制&监测技术,可溶解工具以及大口径海底安全系统,得益于这些技术的进步,水下完井技术的发展最好的时代或许已经到来。

来自 | Karen Boman
编译 | 惊蛰 影子

如果要使边际海洋油田开采具有经济效益,那么下一次的海洋完井方案技术浪潮就必须持续关注降本和提效。

雪佛龙执行副总裁Jay Johnson在2018年3月6日纽约举行安全分析会议上表示:“得益于海底增压泵和长距离动力/通信功能,雪佛龙能够在墨西哥湾深水区域进行长距离的管线回接,扩大了管道覆盖范围,进一步提高了现有基础设施利用率。”

他说:“我们通过提高效率、创新技术和推广标准化,降低了深水开发成本”。得益于这一战略,雪佛龙自2014年以来将其在墨西哥湾的完井时间缩短了40%以上。

对于未来的发展,全电动海底基础设施、自我管理井是该公司当前考虑的现场开发解决方案。

BHGE副总裁Jim Sessions说:“开发商们正在加紧研究如何在减少作业人员的同时完成更苛刻的作业,这不仅能降低HSE风险,还能节约海上平台人工成本。基于流媒体视频和音频功能的改进,作业专家能够从陆上中央设施为海上平台提供咨询和监控服务。”

然而,在海底工厂变得更加普及之前,海底技术还需要进一步开发,特别是建造用于低成本油/水分离的海底发电机和变压器。

Martinsen说:“由于成本原因,完整的海底加工设施开发只能在特定的海上区块进行。随着油价的回升,运营商将开始从这些方面进行思考,并更好地发展这一方案。”

Rystad预计在未来五年内会有更多的传统海底开发项目开建,例如井筒与浮式生产储存和卸载油轮的连接。

对运营商来,单纯的海底管道回接回报率非常高,投资一般可以在五年内收回,而传统海上油田开发收回成本则需要十年。基于此,相对于陆地页岩的短开发周期,海底项目才显现出了足够的竞争力。

技术精简 引领海洋油气发展创新(下)

今年的海底管道回接项目数量增加明显,达到了30个,而2015和2016年分别为21和 18个。

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相比于2017年,深水采油树安装数量实现了翻倍。

在接下来的5~7年,只要油价保持在高位,油气行业将会出现一波海底工厂浪潮。

Martinsen说:“如果他们取得成功,那将解开北极海底开发难题,因为无需在地面接触冰山。”Rystad估计,石油需要保持在70美元/桶左右,才能使这些非常规产品具有吸引力。

生产封隔器坐封 无需修井作业

为了满足开发商商的海底完井需求,国民油井华高(NOV)不断带来能够提高效率和可靠性的技术。今年早些时候,该公司对其封隔器坐封系统进行了现场试验,该系统采用了i-Seat技术,这是其d-Solve“可溶解技术平台”的最新成果。新系统为集成设计,在没有修井的情况下即可坐封生产封隔器,无需进行多次电缆或牵引器作业。

NOV区域经理Tom Koløy说:“i-Seat技术应用中,通过在封隔器下部安装一个接收器,随后投掷可溶解球,其与接收器形成密封,即可保持一定时间的压力,完成坐封。随着时间延长,密封球逐渐溶解,无需移除,井筒即可投入生产。为了在卤盐环境中帮助球快速溶解,NOV新研发除了一种金属材料。”

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在实际应用过程中,i-Seat短节(左侧)与完井管串连接,作为一个整体下入井筒。今年的早些时候,NOV对i-Seat和最新可溶解球(右侧)技术进行了现场测试。该系统无需修井作业,即可实现封隔器坐封。首先将i-Seat短节安装在封隔器下部,随后投出可溶解密封球,即可保持一定的压力,帮助完成坐封。作业完成后,球体经过一段时间自动溶解,无需移出即可投入生产。

在现场测试中,NOV与北海的开发商合作,通过使用i-Seat,消除了封隔器坐封中电缆、牵引器相关费用和风险,同时由于地面设备得到简化,开井前无需繁琐的设备清理工作。在传统的封隔器坐封操作中,首先通过下入电缆打开井内安全阀,随后使用牵引器控制止回阀,最后使用电缆投掷、回收坐封塞,步骤非常繁琐。

在此次测试中,开发商需要可溶解球保持5,000 psi的压力30分钟,然后在24小时内溶解。在模拟井下条件的全面测试和鉴定程序中,i-Seat符合作业设计的条件和操作范围。

自8月起,i-Seat先后应用于三口井,都取得了成功,管柱和环空测试结果也证实封隔器已成功坐封。借助于NOV的复合技术,相比于常规坐封手段,平均每口井都节约了6天的作业时间,作业成本和作业风险也显著降低。此外,在紧急情况下,该技术还可用于静压封隔器的坐封。

Koløy说:“在北海,这些钻机的费用约为20~30万美金/天,所以对于开发商来说,通过提高作业效率来减少6天的作业时间是非常有意义的。”

此外,NOV正在与一家北海开发商合作,共同开发ReAct完井循环阀。这是一种安装于生产封隔器上方、支持远程操作的循环装置,可实现更高效的海底完井作业。据悉,开发商计划于2019年在该公司大型海底开发项目中大规模使用ReAct技术(点击查看原文)。

Koløy说:“目前,我们正在尝试将机械滑套与电子压力传感器结合,以便能够远程发送信号,从而控制机械装置执行特定的操作。在完井作业中,我们正在从地面发出信号,将工具开启,随后从管线注入轻质流体,达到替换重质流体的目的。工作完成汇总,通过在地面发出信号即可将工具关闭。”

虽然许多水下项目仍属于标准压力和温度类别,但NOV没有停止开发HPHT解决方案,包括15K压力等级系统,以及通过有线钻杆获得实时海底完井数据的基础设施。

永恒的安全问题

海底完井技术不仅要满足行业降本提效的需求,还必须保持运营安全性。2019年,哈里伯顿更新了DASH电动液压(点击查看原文)和VETO液压大口径海底安全系统,帮助保持完井安全性。

这两个系统都可用于水平/垂直井,与采油树配合使用,在使用中与油管挂下入工具连接为一体,帮助控制上部完井的安全性。工具目前有两种规格,6-3/8 in的压力评级为15,000 psi,7-3/8 in压力评级为10,000 psi.

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哈里伯顿的VETO液压水下安全系统帮助开发商完成试井、完井工具下入和修井作业。VETO系统包含一个水下测试树、一个固定阀、一个防喷阀及其他辅助配件,确保水下着陆的安全性。

在VETO的帮助下,操作人员可进行试井、完井工具配置和修井作业。该系统包括海底测试树、固定阀、防喷阀以及包其他确保海底着陆系统安全的其他辅助部件。

在潜水区的作业中,VETO通过液压直接控制脐带电缆。由于深水作业中的脐带电缆更长,会造成反应时间延迟,7-3/8 in的VETO系统与DASH电液控制系统完全兼容。

对于深水作业,VETO通过电缆将关井指令转化为电液信号,实现对脐带的控制。

该系统还可以在紧急情况下短时间内(6s内)实现海洋油井的关闭,并在10秒内进行紧急断开。哈里伯顿业务经理Richard Broad表示,目前,反应时间最快的同类技术也需要15秒左右,VETO的优势可谓巨大,该系统还允许实时数据传输,实现对井筒状况的全面感知理解。

他说:“因此,我们现在不再使用8,000~10,000英尺的脐带进行传输和工具操作,无论水深如何,我们直接控制工具,控制点基本都在工具上部,同时还提供所有功能的完全、直接液压冗余控制。这提高了系统可靠性,同时还具有成本效益。”

“在紧急情况下,例如恶劣天气、定位丢失或突发的井控问题,我们必须在井筒中放置紧急屏障,最终实现关闭海底试验树,而电液控制具有这一功能。”

通过与井下和地面控制端相结合,VETO可以实现最佳性能分析,避免引起非生产时间,最大限度地提高复杂深水完井着陆管柱操作的效率。同时,VETO可对关键井隔离、压力控制和紧急断开功能提供高速响应,确保作业安全性。

VETO和DASH技术的结合使得作业人员能够对BOP深入了解,包括检查系统中的压力、温度、方向、倾斜度和张力等。通过使用传感器,完井管串着陆相对于BOP和油管挂的位置和方向、张力(高达100磅)以及管柱内的扭矩可以实时监控。

Broad说:“哈里伯顿将继续发展、完善这两项技术。延续模块化主题,同时降低系统和控制复杂性,从而减少钻机时间,最大限度地降低风险并最大化客户的资产价值。”

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