韓耀圖 龐明越 林家昱 謝 濤 陳 毅

(1. 中海石油(中國)有限公司天津分公司， 天津 300452；2. 西南石油大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)院， 成都 610500)

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井槽高效利用技術(shù)在渤海油田海上平臺(tái)的應(yīng)用

韓耀圖1龐明越2林家昱1謝 濤1陳 毅1

(1. 中海石油(中國)有限公司天津分公司， 天津 300452；2. 西南石油大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)院， 成都 610500)

隨著海上油田開發(fā)的推進(jìn)，如何高效利用海上平臺(tái)井槽，對(duì)于解決預(yù)留井槽不足、產(chǎn)能下降問題意義重大。采用單筒雙井技術(shù)能夠高效利用海上平臺(tái)井槽資源，但鉆井大尺寸隔水導(dǎo)管的下入，給鉆完井工程帶來一定挑戰(zhàn)。針對(duì)渤中34-1油田F平臺(tái)前期研究中井槽利用問題，通過對(duì)隔水導(dǎo)管下入尺寸與方式的研究，結(jié)合配套的鉆井技術(shù)進(jìn)行了方案優(yōu)化。提出了特殊尺寸Φ838.2 mm+914.4 mm復(fù)合隔水導(dǎo)管鉆井下入方案，經(jīng)論證分析可知，該方案能夠滿足技術(shù)要求，并取得了較好的經(jīng)濟(jì)效益。

海上油田； 單筒雙井； 大尺寸； 復(fù)合隔水導(dǎo)管

海上油田的開發(fā)，從工程建設(shè)到鉆完井再到采油，都是圍繞槽口資源進(jìn)行的。作為平臺(tái)現(xiàn)有設(shè)施的核心，槽口資源具有無法替代的稀缺性和重要性，高效利用井槽資源能夠大幅度提高油田的經(jīng)濟(jì)效益[1]。單筒雙井技術(shù)是有效利用井槽的方式之一，但在施工階段需要解決很多難題[2-3]。隔水導(dǎo)管尺寸的選擇及其下入方式，是單筒雙井技術(shù)實(shí)施的關(guān)鍵。本次研究以渤海渤中34-1油田F平臺(tái)為例，對(duì)井槽高效利用技術(shù)進(jìn)行研究，以期為同類井槽的利用提供借鑒。

1 油田基本概況

1.1 基本情況

渤中34-1油田F平臺(tái)是渤中34-1油田滾動(dòng)擴(kuò)邊區(qū)塊，是渤中34構(gòu)造帶的北延部分，涉及多個(gè)有利的圈閉，是本次研究的目標(biāo)區(qū)塊。該項(xiàng)目具有典型的邊際油田性質(zhì)，整個(gè)項(xiàng)目推薦8口井(7口水平井、1口大斜度定向井)，目的層位集中在明下段。

項(xiàng)目推薦方案動(dòng)用原油地質(zhì)儲(chǔ)量為341.64×104m3，單井控制儲(chǔ)量較低，經(jīng)多輪經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)測算，采用常規(guī)新建簡易平臺(tái)方案不具備經(jīng)濟(jì)效益?？紤]目標(biāo)區(qū)域距離渤中34-1油田WHPF平臺(tái)約為 3 km，依托成熟平臺(tái)，采用加掛井槽方案是項(xiàng)目成功開發(fā)的唯一途徑。

1.2 鉆井基本數(shù)據(jù)

對(duì)渤中34-1油田F平臺(tái)實(shí)施本方案的8口推薦井位采用加掛井槽方案，作業(yè)井基本數(shù)據(jù)如表1所示。

由表1統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)可知，作業(yè)井平均設(shè)計(jì)井深達(dá)到了3 050 m，其中最深的一口大位移井F40H井井深達(dá)到了4 156 m。由于每口井的目的層及靶點(diǎn)的不同，需要從表層開始軌跡就相對(duì)分離，且目標(biāo)靶區(qū)穿越原平臺(tái)已鉆井區(qū)域，考慮防碰問題，每口井從表層開始就需要預(yù)斜。

2 加掛井槽技術(shù)

為充分利用F平臺(tái)設(shè)備資源，減少F平臺(tái)加掛井槽方案投資，在平臺(tái)原有結(jié)構(gòu)允許的前提下，經(jīng)設(shè)計(jì)計(jì)算和校核確認(rèn)，通過擴(kuò)展的形式增加槽口數(shù)量，先后論證了內(nèi)掛、外掛井槽和外掛樁腿3種方式(見圖1)，各方案對(duì)比見表2。

綜合對(duì)比施工難度、改造費(fèi)用及后期原平臺(tái)井槽動(dòng)用情況，最終推薦采用南側(cè)外掛一排井槽的方案。由于推薦方案為8口井，外掛一排井槽需全部為單筒雙井才能滿足開發(fā)需要。通過采油樹擺放分析，確保外掛一排全部單筒雙井時(shí)相鄰兩井井口各閥件不產(chǎn)生干擾，且便于現(xiàn)場安裝操作。

表1 作業(yè)井基本數(shù)據(jù)

表2 加掛井槽方案對(duì)比

3 單筒雙井及配套鉆井技術(shù)

3.1 單筒雙井實(shí)施難點(diǎn)分析

此次開發(fā)區(qū)塊靶區(qū)距離依托平臺(tái)距離較遠(yuǎn)，采用同時(shí)外掛一排單筒雙井方案，需要采用鉆井下入大尺寸隔水導(dǎo)管。對(duì)比傳統(tǒng)單筒雙井工藝，存在以下難點(diǎn)[2-3]。

(1) 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化難度大。采用外掛方案后，本批次井普遍較深，最深的F35井Φ311.15 mm井眼深度達(dá)到3 246 m，表層Φ339.725 mm套管下深要考慮適當(dāng)加深以減少后續(xù)井眼作業(yè)壓力。同時(shí)F39H井和F40H井都還設(shè)計(jì)有800～1 000 m的尾管，Φ311.15 mm井眼無法再縮減，若按照單筒雙井 400 m作業(yè)，Φ311.15 mm裸眼最長超過2 500 m，尾管還有800～1 000 m，后續(xù)作業(yè)難度較大。

(2) 淺層防碰風(fēng)險(xiǎn)高。南側(cè)外掛方案，靶區(qū)位于平臺(tái)北側(cè)，新建井需穿越平臺(tái)已鉆區(qū)域，淺層防碰風(fēng)險(xiǎn)較高。

(3) 位移大，表層預(yù)斜難度大。本批次開發(fā)井位以明化鎮(zhèn)儲(chǔ)層為主，具有垂深淺、位移大的特點(diǎn)；若單筒雙井作業(yè)采用表層鉆進(jìn)至400 m的方案，井斜較小不易出現(xiàn)復(fù)雜情況，但F35H井Φ311.15 mm井段又接近2 850 m；若為了減輕Φ311.15 mm井段壓力，采用鉆進(jìn)600 m方案，表層井斜又接近50°，擴(kuò)眼段太長，容易出新井眼。

(4) 下表層套管困難。常規(guī)單筒雙井方案表層預(yù)斜后，井眼軌跡復(fù)雜造成長管在井下狀態(tài)發(fā)生變化，導(dǎo)致下短管與長管掛碰無法到位。

針對(duì)外掛一排單筒雙井方案的技術(shù)難點(diǎn)，首先需選擇合適的隔水導(dǎo)管的尺寸、下入方式及對(duì)應(yīng)尺寸下的配套鉆井措施。

3.2 隔水導(dǎo)管使用現(xiàn)狀

(1) 隔水導(dǎo)管應(yīng)用情況。目前常用的隔水導(dǎo)管外徑規(guī)格一般為Φ914.4 mm、Φ762 mm、Φ609.6 mm和Φ508 mm，壁厚一般為38.100、25.400和15.875 mm。在渤海灣由于冬季存在冰區(qū)，一般導(dǎo)管尺寸和壁厚都相對(duì)較大，基本上都是選擇壁厚大于25.4 mm規(guī)格的導(dǎo)管[4]。

(2) 大尺寸隔水導(dǎo)管下入限制。①鉆井平臺(tái)轉(zhuǎn)盤開孔。海上油田鉆井平臺(tái)轉(zhuǎn)盤開孔直徑主要為Φ952.5 mm和Φ1 257.3 mm，通過外掛后鉆井平臺(tái)就位分析知，適合本油田作業(yè)需求的移動(dòng)式鉆井平臺(tái)轉(zhuǎn)盤開口尺寸均為Φ952.5 mm。②導(dǎo)向孔尺寸。由于海上油田的特殊性，需設(shè)置和安裝合適的導(dǎo)向孔及扶正塊以減少隔水導(dǎo)管承受的疲勞應(yīng)力和渦激應(yīng)力[5-6]。目前海上已生產(chǎn)油田使用最大的隔水導(dǎo)管為Φ914.4 mm，其具體尺寸如圖2所示。③隔水導(dǎo)管接頭類型。目前隔水導(dǎo)管接頭類型主要有焊接方式、螺紋接頭和卡簧接頭，3種類型在渤海油田均有應(yīng)用，但螺紋接頭和卡簧接頭因其接箍外徑較大，限制了大尺寸隔水導(dǎo)管的下入。

圖2 隔水導(dǎo)管導(dǎo)向孔尺寸圖

(3) 單筒雙井隔水導(dǎo)管要求。要滿足常規(guī)井身結(jié)構(gòu)，單筒雙井隔水導(dǎo)管內(nèi)下入兩串Φ339.725mm套管(接箍外徑Φ368.3mm)，按照極限計(jì)算，隔水導(dǎo)管內(nèi)徑至少需要29″；渤海地區(qū)考慮冬季氣候條件的因素，要求壁厚至少為25.4 mm，則隔水導(dǎo)管尺寸應(yīng)不小于787.4 mm[7-9]。

鉆井隔水導(dǎo)管下入方法有噴射法、鉆入法和錘入法，其中噴射法主要適用于深水隔水導(dǎo)管下入，在此不做討論。考慮轉(zhuǎn)盤面、隔水導(dǎo)管導(dǎo)向孔及隔水導(dǎo)管接箍限制，按照目前國內(nèi)成熟的作業(yè)經(jīng)驗(yàn)，鉆入法最大可以鉆Φ914.4 mm井眼，下Φ762 mm隔水導(dǎo)管或Φ838.2 mm+914.4 mm復(fù)合非標(biāo)隔水導(dǎo)管。錘入法應(yīng)用較少，目前只有JZ25-1油田成功錘入Φ762 mm隔水導(dǎo)管。

3.3 隔水導(dǎo)管下入方案優(yōu)選

從降低鉆井施工難度來講，隔水導(dǎo)管尺寸越大，對(duì)于后續(xù)單筒雙井施工越有利。因此，在前期設(shè)計(jì)中，針對(duì)大尺寸隔水導(dǎo)管下入方式展開研究。其中，36″隔水導(dǎo)管的下入受轉(zhuǎn)盤開孔尺寸與擴(kuò)眼器尺寸匹配問題的影響，只論證錘入技術(shù)的可行性；Φ838.2 mm+914.4 mm復(fù)合隔水導(dǎo)管的下入則借鑒渤海地區(qū)成熟的鉆入技術(shù)。

3.3.1 非浮吊法36″隔水導(dǎo)管打樁技術(shù)

(1) 入泥深度。通過海洋土質(zhì)調(diào)查獲取淺部地層黏土資料和土質(zhì)分析參數(shù)，計(jì)算隔水導(dǎo)管上部井口載荷、底部阻力、自重和側(cè)壁摩擦力，進(jìn)而可以計(jì)算出隔水導(dǎo)管底部有土質(zhì)支撐和無土質(zhì)支撐時(shí)的最小隔水導(dǎo)管入泥深度。

單樁軸向極限承載力計(jì)算公式：

Q=Qf+Qp=f·As+qu·Ap

(1)

式中：Qf—— 隔水導(dǎo)管樁側(cè)壁摩阻力，t；

Qp—— 隔水導(dǎo)管樁端阻力，t；

As—— 隔水導(dǎo)管樁側(cè)壁表面積，m2；

Ap—— 隔水導(dǎo)管樁底部截面積，m2；

f—— 隔水導(dǎo)管樁側(cè)壁單位摩擦力，t/m2；

qu—— 隔水導(dǎo)管樁底部單位極限阻力，t/m2。

采用以上研究方法計(jì)算的結(jié)果為：

當(dāng)井口載荷為防噴器(30 t)+Φ339.725 mm套管重量(套管下深為400 m)時(shí)，Φ914.4 mm隔水導(dǎo)管最小入泥深度為41.93 m。

當(dāng)井口載荷為防噴器(30 t)+Φ339.725 mm套管重量(套管下深為1 000 m)時(shí)，Φ914.4 mm隔水導(dǎo)管最小入泥深度為43.85 m。

實(shí)際設(shè)計(jì)隔水管入泥深度為50 m，上述計(jì)算結(jié)果都小于50 m，均滿足井口穩(wěn)定要求，安全系數(shù)更高。

(2) 打樁錘適用性分析。打樁錘的選用需要考慮的因素很多：①保證隔水導(dǎo)管豎向承載力；②能基本順利地將隔水導(dǎo)管下到設(shè)計(jì)深度；③打樁破損率控制在1%左右；④滿足設(shè)計(jì)深度要求后，最后0.25 m貫入量錘擊數(shù)最好控制在125～200次；⑤每口井槽隔水導(dǎo)管打樁作業(yè)錘擊總數(shù)應(yīng)控制在2 000次以內(nèi)。

符合以上條件，能滿足Φ914.4 mm隔水導(dǎo)管錘入，推薦打樁錘選用D80-32型。其中，D80-32型樁錘打樁籠最大內(nèi)徑為Φ925.068 mm，適合于Φ914.4 mm無接箍樁管，或整根樁管不能有焊接點(diǎn)或其他凸顯部分大于Φ914.4 mm的情況，可以滿足本方案采用Φ914.4 mm焊接式隔水導(dǎo)管的打樁作業(yè)。

通過對(duì)該方案Φ914.4 mm隔水導(dǎo)管采用D80-32型打樁錘打樁貫入度和相應(yīng)錘擊數(shù)的分析，具體貫入比、打樁錘擊數(shù)與土深的關(guān)系見圖3和圖4。

圖3 Φ914.4 mm隔水導(dǎo)管打樁貫入比與土深關(guān)系

研究表明，采用D80-32型打樁錘可以滿足Φ914.4 mm隔水導(dǎo)管的錘入作業(yè)。

圖4 Φ914.4 mm隔水導(dǎo)管打樁錘擊數(shù)與土深關(guān)系

3.3.2 復(fù)合隔水導(dǎo)管鉆井下入技術(shù)

(1)下入方案。通過設(shè)計(jì)和加工非標(biāo)準(zhǔn)尺寸隔水導(dǎo)管，采用Φ838.2 mm+914.4 mm復(fù)合隔水導(dǎo)管串，以解決鉆入法下入隔水導(dǎo)管時(shí)轉(zhuǎn)盤與導(dǎo)向槽的限制。水下 8 m導(dǎo)向槽以下下入Φ838.2 mm隔水導(dǎo)管(接箍外徑Φ914.4 mm)，導(dǎo)向槽以上下入Φ914.4 mm隔水導(dǎo)管，Φ914.4 mm隔水導(dǎo)管兩頭加工變徑與Φ838.2 mm本體(接箍外徑Φ914.4 mm)相連。

Φ914.4 mm隔水導(dǎo)管內(nèi)徑只有Φ787.4 mm，常規(guī)Φ339.725 mm套管(接箍外徑Φ368.3 mm)，雙管串間隙較小，為了確保順利下入雙管，加工特殊口型的薄接箍套管，Φ339.725 mm套管接箍外徑只有Φ355.6 mm。結(jié)合隔水導(dǎo)管內(nèi)徑及套管接箍的變化，設(shè)計(jì)加工相配套的環(huán)板、心軸、套管頭及采油樹。

(2)配套鉆井技術(shù)。由于本項(xiàng)目需要通過井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化設(shè)計(jì)，進(jìn)行淺層防碰繞障，降低防碰風(fēng)險(xiǎn)；而單筒雙井的預(yù)斜，成為必須突破的技術(shù)難題。

注水指示曲線為折線形，在注水井井底壓力為60MPa時(shí)出現(xiàn)拐點(diǎn)。如果注水壓力繼續(xù)增加，吸水量大量增加，這種曲線明顯具有裂縫吸水特征。產(chǎn)生這種情況的可能原因是，注水壓力增加時(shí)油層產(chǎn)生微小裂縫，使油層吸水量增大。所以注水井井底壓力的上限以60MPa為最佳。高于地層破裂壓力注水時(shí)地層壓力水平大幅度提高，油井沒有出現(xiàn)暴性水淹主要原因是地層壓力還沒有達(dá)到極限。這說明高壓注水［3］在一定的時(shí)間范圍內(nèi)可行。

①井槽置換+單筒雙井預(yù)斜技術(shù)

在渤海油田經(jīng)過近幾年的技術(shù)積累[10]，通過對(duì)預(yù)斜鉆具的改進(jìn)、鉆頭水眼與馬達(dá)彎角的優(yōu)選、合理的施工參數(shù)、扶正器尺寸的優(yōu)化，并結(jié)合薄接箍表層套管的研發(fā)，在技術(shù)上有了一定的突破。目前，渤海油田單筒雙井預(yù)斜成功案例見表3。

單筒雙井預(yù)斜技術(shù)的成功應(yīng)用，解決了F平臺(tái)加掛井槽方案表層預(yù)斜的難題，但受限于常規(guī)單筒雙井限制，其表層套管下深仍無法突破400 m的深度。而經(jīng)過多次井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化，本方案推薦的8口井中，F(xiàn)35井表層必須達(dá)到800 m以上，才能滿足后續(xù)井眼的安全鉆進(jìn)?？紤]到原平臺(tái)剩余2個(gè)井槽，通過井槽置換，將F平臺(tái)加掛井槽方案中的2口井F35井和F37H井置換為原平臺(tái)單筒單井實(shí)施，從而有效地解決了這一難題。

表3 渤海油田單筒雙井預(yù)斜成功案例

表4 井槽置換方案

利用現(xiàn)有資源，在現(xiàn)有技術(shù)條件下，將井槽置換結(jié)合單筒雙井表層預(yù)斜技術(shù)，可以滿足后續(xù)鉆井要求。

②非對(duì)稱單筒雙井技術(shù)

在同一隔水導(dǎo)管內(nèi)下入尺寸不同的表層套管(圖5)，其基本作業(yè)程序?yàn)椋涸讦?38.2 mm隔水導(dǎo)管內(nèi)，分別下入Φ339.725 mm長管套管及Φ244.475 mm短管套管，用專用送入工具下入井口坐掛系統(tǒng)；在長管套管中進(jìn)行固表層作業(yè)，再分別利用長、短套管進(jìn)行二開作業(yè)。

該技術(shù)在國內(nèi)已成功運(yùn)用數(shù)口井，有效解決了隔水導(dǎo)管尺寸較小無法滿足單筒雙井大尺寸表層套管的下入問題。

圖5 非對(duì)稱單筒雙井井身結(jié)構(gòu)圖

考慮到短管套管采用Φ244.475 mm套管作為表層套管，要求短管井身結(jié)構(gòu)簡單。方案推薦井位可通過深淺井互配的方式，對(duì)同一隔水導(dǎo)管的2口井進(jìn)行優(yōu)選，并可結(jié)合占位鉆具鉆井技術(shù)，滿足生產(chǎn)需求。

由于采用小尺寸表層套管后，后續(xù)生產(chǎn)套管尺寸較小，無法完全滿足油藏需求，同時(shí)給后續(xù)井槽利用帶來困難。

③特殊尺寸占位鉆具技術(shù)

占位鉆具形式單筒雙井鉆井是將常規(guī)單筒雙井鉆井工藝優(yōu)化為分別閉路鉆2個(gè)Φ406.4 mm井眼，每鉆完1個(gè)井眼就下入1串Φ339.725 mm套管并固井。占位鉆具形式單筒雙井和常規(guī)單筒雙井井身結(jié)構(gòu)如圖6及圖7所示，前者可以實(shí)現(xiàn)井眼軌跡淺層造斜，實(shí)現(xiàn)單筒雙井井眼軌跡互不干擾。

圖6 常規(guī)單筒雙井井身結(jié)構(gòu)

圖7 占位鉆井形式單筒雙井井身結(jié)構(gòu)

與常規(guī)單筒雙井技術(shù)對(duì)比，占位鉆具技術(shù)可以實(shí)現(xiàn)單筒雙井表層井段鉆出隔水導(dǎo)管管斜即可淺層造斜，且表層Φ406.4 mm小井眼與常規(guī)單筒雙井的表層Φ914.4 mm大井眼相比，在井眼清潔、固井質(zhì)量方面優(yōu)勢(shì)明顯，同時(shí)，可根據(jù)實(shí)際需求確定Φ339.725 mm套管下深，不必受常規(guī)單筒雙井套管下深最大為400 m的限制。

考慮到下入Φ838.2 mm+914.4 mm復(fù)合隔水導(dǎo)管后，泥面以下隔水導(dǎo)管內(nèi)徑僅為Φ787.4 mm，故對(duì)原有占位鉆具進(jìn)行改進(jìn)，選擇A井下入Φ381 mm占位鉆具，B井進(jìn)行Φ393.7 mm的井眼鉆進(jìn)作業(yè)，并下入Φ339.725 mm表層套管，后續(xù)A井再進(jìn)行Φ393.7 mm的鉆井作業(yè)。

對(duì)占位鉆具進(jìn)行改進(jìn)，可以滿足Φ838.2 mm+914.4 mm復(fù)合隔水導(dǎo)管條件下的鉆井作業(yè)，無需井槽置換的條件下解決現(xiàn)有難題。

3.4 技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析

3.4.1 各方案技術(shù)性對(duì)比

各方案優(yōu)缺點(diǎn)對(duì)比見表5。

表5 各方案優(yōu)缺點(diǎn)對(duì)比

通過各種方案對(duì)比，采用Φ914.4 mm隔水導(dǎo)管(焊接式)錘入方案、Φ838.2 mm+914.4 mm復(fù)合隔水導(dǎo)管鉆入方案均可滿足技術(shù)需求。

3.4.2 各方案經(jīng)濟(jì)性對(duì)比

在推薦的2種方案中，Φ914.4 mm隔水導(dǎo)管錘入方案在海洋尚未有成功實(shí)施的案例。結(jié)合JZ25-1油田Φ609.6 mm隔水導(dǎo)管錘入方案的成功案例，考慮36"隔水導(dǎo)管的焊接時(shí)間，設(shè)計(jì)隔水導(dǎo)管單筒工期為2 d；Φ838.2 mm+914.4 mm復(fù)合隔水導(dǎo)管鉆井下入方案單筒下入工期為0.875 d。

不同尺寸隔水導(dǎo)管條件下，對(duì)應(yīng)配套鉆井技術(shù)不同。分別對(duì)各方案下表層套管下入工期進(jìn)行測算，參考鉆井平臺(tái)綜合費(fèi)用為114.55萬元/d，測算各方案費(fèi)用如表6所示。

表6 各種方案數(shù)據(jù)對(duì)比

由表6可知，采用Φ838.2 mm+914.4 mm復(fù)合隔水導(dǎo)管鉆下方案，并配合井槽置換+表層預(yù)斜方案，單個(gè)隔水導(dǎo)管下入就可節(jié)省128.87萬元，外掛一排4個(gè)井槽累計(jì)可節(jié)省515.48萬元，經(jīng)濟(jì)效益優(yōu)勢(shì)較為顯著。

4 結(jié) 論

首次在渤海油田海上平臺(tái)前期研究方案中對(duì)井槽高效利用技術(shù)展開研究，在技術(shù)上獲得突破的同時(shí)，取得了較好的經(jīng)濟(jì)效益。

(1) 首創(chuàng)外掛一排全部單筒雙井方案，該方案的實(shí)施可節(jié)省工程投資數(shù)千萬元，提高了經(jīng)濟(jì)效益。

(2) 為大尺寸槽口的高效利用提供了技術(shù)和經(jīng)驗(yàn)。

(3) 在特殊尺寸Φ838.2mm+914.4mm隔水導(dǎo)管條件下，提出了通過對(duì)占位鉆具尺寸進(jìn)行特殊設(shè)計(jì)，解決了兩井眼表層分離的難題。

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Application of Efficient Utilization Technology of Well Slots in Offshore Platform of Bohai Oilfield

HANYaotu1PANGMingyue2LINJiayu1XIETao1CHENYi1

(1.CNOOC Ltd., Tianjin 300452, China; 2.Petroleum and Natural Gas Engineering Institute, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China)

With the development of offshore oil fields, how to efficiently use the precious offshore well slots is of great significance to solve the problem of short reserved well slot, and prevent the decrease of productivity. The two-in-one hole technology can efficiently utilize the limited offshore well slots. But it brings more challenges in well drilling and completion when the large size riser put down into the wellbore. Based on the previous research on the well grooves in F platform BZ43-1 oilfield, this article has optimized it by studying the size and the way of the riser and relative drilling technology. We originally propose the compound riser drilling technology in special size of Φ838.2 mm+914.4 mm, which not only can meet the technical requirements, but also can obtain greater economic benefits.

offshore oil field; two-in-one run hole; large size; compound riser

2016-12-20

國家科技重大專項(xiàng)子課題“多枝導(dǎo)流適度出砂及海上油田叢式井網(wǎng)整體加密鉆采技術(shù)”(2011ZX05057-002)

韓耀圖(1985 — )，男，工程師，研究方向?yàn)楹Ｑ笫豌@完井技術(shù)。

TE257

A

1673-1980(2017)03-0012-07