Plan General de Desarrollo (ODP)
En la etapa de estudio de factibilidad, se propone un plan de factibilidad optimizado para el desarrollo de campos de petróleo y gas, que constituye el marco básico de ODP. La etapa de investigación del plan de desarrollo general generalmente permanece sin cambios y, de hecho, no hay cambios importantes. están permitidos. Por ejemplo, el número y ubicación de las plataformas de producción, los métodos de recolección y transporte de petróleo y gas, la escala de producción construida, etc. Porque algunos proyectos de ingeniería relacionados deben realizarse a tiempo después del establecimiento de ODP, y estos proyectos generarán gastos considerables.
(1) Informe de evaluación de impacto ambiental
Cuando el plan general de desarrollo de campos de petróleo y gas marinos se presenta al estado, el informe de evaluación de impacto ambiental es un documento esencial. El informe fue elaborado por un departamento con un certificado de evaluación de impacto ambiental certificado por la Administración Estatal de Protección Ambiental. Su propósito es comprender la calidad ambiental actual de las aguas de los campos petroleros y predecir el impacto de los desechos generados en las diferentes etapas del desarrollo de los campos petroleros; medio marino; y analizar la posibilidad de derrames accidentales de petróleo y su posible impacto en el medio marino; analizar la eficacia y viabilidad de las medidas para mitigar los efectos adversos, demostrar la viabilidad del proyecto de desarrollo desde la perspectiva de la protección del medio ambiente; base para la protección y gestión ambiental en cada etapa de desarrollo de los yacimientos de petróleo y gas. Se trata de un trabajo altamente especializado con una gran carga de trabajo y debe confiarse a una unidad reconocida del sistema marino.
Normalmente, el alcance de la evaluación se limita a unos pocos kilómetros alrededor de estructuras marinas y tuberías submarinas, lo que requiere un coste de casi un millón de yuanes y lleva varios meses. Para no afectar el progreso del ODP, a veces este trabajo ya ha comenzado durante la etapa de estudio de viabilidad, por lo que el marco del plan no se puede cambiar.
(2) Estudio geológico de ingeniería del sitio de la plataforma y trazado de tuberías submarinas
Después de que se apruebe el proyecto ODP del campo de petróleo y gas marino, se deben realizar estudios geológicos y geofísicos de ingeniería en el sitio de plataforma y tubería submarina. Su propósito es identificar la topografía del fondo marino y las formas del terreno en el área marítima operativa, determinar la estructura estructural de los estratos poco profundos y diversos fenómenos geológicos potencialmente desastrosos, y proporcionar la información necesaria para el diseño de ingeniería, el tendido de tuberías submarinas y la instalación de plataformas para cimentaciones de pilotes y Enrutamiento de tuberías submarinas. Parámetros del suelo e información de diseño. Para la plataforma, es necesario proporcionar las condiciones geológicas relacionadas con la construcción de ingeniería costa afuera y la instalación de la plataforma dentro de un radio de 500 ~ 800 m con la plataforma como centro para el área de enrutamiento, es principalmente necesario proporcionar una profundidad de 0; ~ 25 m dentro de un rango de franja de 300 ~ 500 metros de la línea central del ducto submarino Describir y analizar la profundidad del agua, la topografía y las características estratigráficas dentro del rango. Además, deberían investigarse los parámetros ambientales de la zona marítima de trabajo. El costo de este trabajo es alto debido a la gran carga de trabajo y al largo ciclo. Según la información obtenida después de la investigación, los planes no se cambiarán a menos que sea absolutamente necesario.
(3) Estudio geológico de ingeniería de puntos de aterrizaje de oleoductos submarinos y sitios de terminales de recolección y transporte de petróleo y gas.
Los puntos de desembarco y terminales terrestres seleccionados para la recolección y transporte marítimo-terrestre generalmente se encuentran en puertos o áreas propicias para la construcción de terminales. A través de la exploración de la topografía, la estructura, la estratigrafía del sitio y las condiciones hidrogeológicas del punto de aterrizaje y el sitio de la terminal, se evalúa la ingeniería geológica para proporcionar los parámetros de diseño necesarios para la terminal terrestre. Debido a que este trabajo también requiere una cierta cantidad de trabajo de campo, debe realizarse inmediatamente después de la aprobación del proyecto.
2. Estrecho contacto profesional y cooperación para mejorar la calidad del plan de desarrollo general.
El plan general de desarrollo de los campos de petróleo y gas describe el proceso completo de los recursos de petróleo y gas desde el subsuelo hasta la superficie hasta convertirse en productos básicos. La relación entre varias disciplinas es muy estrecha. Durante la operación del proyecto, no sólo debemos considerar las cuestiones técnicas y económicas de la especialidad, sino también considerar integralmente los intercambios con otras disciplinas y ajustar las ideas y planes de manera oportuna. Sólo así se podrá mejorar integralmente la calidad del ODP.
A. El plan de yacimientos de petróleo y gas seleccionado proporciona parámetros de diseño relevantes para la perforación, terminación e ingeniería costa afuera, como el número de pozos, la ubicación de los pozos, las capas, los métodos de producción, la escala de construcción, los indicadores de producción previstos, y procedimientos de producción, ajustes en el proceso de producción, etc. , proporciona un análisis de riesgos del plan de desarrollo y presenta requisitos de implementación.
B. La tecnología de perforación, terminación y producción de petróleo se basa en el plan del yacimiento, considerando completamente los requisitos de implementación del yacimiento para la perforación y terminación, optimizando el diseño de perforación, seleccionando el método de terminación y determinando el método de producción. y calcular los parámetros del cabezal del pozo de producción, utilizando producción mecánica de petróleo e inyección artificial de agua, seleccionando el tipo de plataforma de reacondicionamiento, etc. Proporcione parámetros de diseño para ingeniería marina y estime los costos de perforación y finalización para profesionales económicos.
C. El diseño conceptual de la ingeniería marina consiste principalmente en determinar la base de diseño y los datos básicos, el diseño del proceso y el cálculo del balance térmico del material del sistema de proceso (plataforma central y plataforma de boca de pozo), sistemas públicos (sistema de agua de mar). , sistema de agua dulce, generador Diseño de procesos y cálculo de selección de instalaciones del sistema de energía, sistema contra incendios y de salvamento, sistema de combustible, sistema de emisiones, sistema de comunicación, control de instrumentos y sistema de detección de incendios, etc.). ), así como cálculos de procesos y diseño estructural de tuberías submarinas. Diseño estructural de proyectos costa afuera como chaquetas, módulos, módulos habitables y puntos únicos, demostración del desempeño de las principales dimensiones de unidades flotantes de producción y almacenamiento de petróleo, demostración y selección de formas de un solo punto, diseño preliminar y estimación de inversión de terminales terrestres, brindando servicios económicos. importante.
D. El arreglo de operación de producción determina la organización de producción y la cantidad de plataformas marinas y terminales terrestres, y lo proporciona al diseño de ingeniería, determina la escala de la casa, describe las responsabilidades laborales de cada puesto y establece adelantar puntos claves para la operación y gestión de la seguridad.
E. El contenido principal del análisis de seguridad es revisar si las diversas especificaciones utilizadas en el proyecto son autorizadas, estudiar los factores, consecuencias y contramedidas que pueden causar daños a las instalaciones de producción y analizar los seres vivos. y condiciones de trabajo de las instalaciones de producción, Proponer y explicar la configuración del sistema de protección de seguridad, los sistemas de extinción de incendios y salvamento, y las instalaciones médicas y de ambulancia (proporcionando un diseño de plataforma para los diseñadores de ingeniería), los requisitos técnicos de las instalaciones de seguridad para personal y, finalmente, plantear los problemas y sugerencias existentes.
F. El diseño del proyecto debe cumplir con las leyes, regulaciones y estándares nacionales para la protección del medio ambiente marino en la exploración y desarrollo petrolero costa afuera. La protección ambiental marina ODP describe principalmente las fuentes de contaminación y los principales contaminantes (etapa de perforación, etapa de tendido de tuberías submarinas, etapa de posicionamiento/instalación/depuración de plataformas y etapa de producción), realiza análisis de riesgos sobre la contaminación ambiental (derrames de petróleo o de gas) y propone medidas preventivas. Proponer un plan preliminar para el control y tratamiento de la contaminación, realizar una estimación de inversiones para la protección del medio ambiente y suministrarlo para evaluación económica.
G. La evaluación económica principalmente revisa y resume las estimaciones de inversión proporcionadas por varias grandes empresas para verificar si existen omisiones, duplicaciones o sobrepresupuestos, determina los gastos operativos anuales durante el período de desarrollo; petróleo y gas que pueden constituir la parte de productos básicos; cambios de precios del gas natural; estudio de paridad monetaria y tasas de interés, estudio de asignación de costos de exploración y métodos de recuperación de costos de desarrollo y otros contenidos relacionados con la evaluación económica. Con base en los indicadores de desarrollo anual y los costos operativos, encuentre el punto de equilibrio, determine el período de recuperación económica y la tasa de recuperación económica del campo de petróleo y gas, calcule el período de recuperación de la inversión y la tasa de rendimiento, y estudie la resistencia al riesgo del Planifique a través del análisis de sensibilidad de varios parámetros importantes.
H. Finalmente, se debe desarrollar un cronograma del proyecto de desarrollo. Incluyendo el cronograma para la transición del diseño básico a cada etapa de implementación de la plataforma, incluyendo la adquisición, construcción, instalación, puesta en servicio, perforación, terminación y puesta en servicio de la plataforma de las instalaciones costa afuera (plataforma, ductos y superestructura de plataforma). Determinar puntos de tiempo clave para garantizar la producción oportuna de campos de petróleo y gas.
En tercer lugar, optimizar el plan de forma integral para reducir la inversión en desarrollo.
En comparación con el presupuesto de inversión y las cuentas finales en la etapa de implementación del proyecto, la previsión de inversión en la etapa de preparación del ODP se denomina estimación. Una vez que se apruebe y se decida implementar el plan interno de la casa matriz, este ODP tendrá efecto "legal". Durante el proceso de implementación, el plan no puede modificarse a voluntad y la inversión no puede lograr avances. Por lo tanto, las consideraciones técnicas deben considerarse de manera integral y la estimación de inversión debe ser bastante precisa. La economía del proyecto no debe reducirse porque la estimación de inversión sea demasiado alta, o incluso no se pueda iniciar un proyecto originalmente beneficioso, ni tampoco se pueda ejecutar el proyecto. no puede operar después del inicio porque la estimación de inversión es demasiado baja. Minimizar las estimaciones de inversión es la base para obtener una mayor tasa de rendimiento en el desarrollo de campos de petróleo y gas. Por lo tanto, cada importante no sólo debe considerar el avance, la viabilidad y la practicidad de la tecnología en su propio campo de investigación, sino, más importante aún, la eficiencia económica. La experiencia nos dice que sólo prestando atención al ahorro de inversión en cada eslabón se puede lograr que todo el proyecto obtenga los mejores beneficios económicos. Por lo tanto, cuando los estudiantes aprenden ODP, deben sopesar constantemente el equilibrio entre tecnología y economía y optimizar repetidamente el plan.
(1) Plan de yacimiento
El plan de yacimiento es la base para el desarrollo de campos de petróleo y gas. Un buen plan de yacimientos marinos debe, en primer lugar, explotar tantos recursos subterráneos como sea posible y, en segundo lugar, crear las condiciones para ahorrar inversiones. La planificación de yacimientos marinos siempre se ha centrado en lograr una alta producción con menos pozos. Una pequeña cantidad de pozos puede reducir la inversión en perforación, reducir la escala de las estructuras de plataformas y las instalaciones de producción de petróleo y reducir las inversiones en construcción de ingeniería después de que los campos de petróleo y gas se pongan en producción, los costos operativos son bajos y la búsqueda de una alta producción inicial puede aumentar la inversión; tasa de recuperación, acortar el período de recuperación de la inversión y acortar efectivamente el ciclo de desarrollo. Por lo tanto, el plan de yacimientos para el desarrollo de yacimientos de petróleo y gas marinos debería romper con algunos conceptos tradicionales.
1. Basado en pocos pozos y alta producción
La densidad de pozos de los campos de producción de petróleo y gas en alta mar es muy pequeña y las reservas controladas de un solo pozo son muy grandes. Los cinco campos de petróleo pesado que se han puesto en producción o en construcción tienen un promedio de sólo 3,46 pozos de producción (incluidos los pozos de inyección de agua) por kilómetro cuadrado, y la reserva promedio controlada de un solo pozo es de 127,5×104t. La densidad estadística de la red de pozos de los 23 campos de petróleo ligero es de sólo 1,35 pozos/km2, y la reserva promedio controlada de un solo pozo es de 146×104t. La densidad estadística de la red de pozos de los cinco campos de gas es de 0,122 pozos/km2, y la reserva promedio controlada de un solo pozo es de 43,8×108m3.
Bajo tal densidad de red de pozos, la tasa de producción de petróleo de diseño y la producción anual máxima real del campo petrolero son mucho más altas que las de campos terrestres de petróleo y gas similares. Según las estadísticas, la tasa de recuperación promedio de los campos de petróleo pesado que se han puesto en producción y están a punto de ponerse en producción es del 2,09%, y la tasa de recuperación promedio de los campos de petróleo ligero es del 6,12%, con un máximo de más de 13 %. La tasa de producción de gas de los grandes campos de gas también es muy alta. La tasa de producción de gas del campo de gas Yacheng 13-1 en el oeste del Mar de China Meridional llega al 6%. Además de las condiciones geológicas únicas, también es importante cambiar el concepto de algunas cuestiones en el desarrollo de campos de petróleo y gas.
Pocos pozos y alta velocidad son los principios de desarrollo de los yacimientos de petróleo y gas marinos. La comprensión de la relación entre la velocidad de producción de petróleo y la vida estable de la producción también está cambiando la comprensión de la gente en la práctica del desarrollo. A principios de la década de 1990 se pusieron en producción varios campos petroleros de alta velocidad en el este del Mar de China Meridional, y la producción de petróleo real fue mayor que la producción diseñada. La práctica ha demostrado que la minería de alta velocidad no reduce la recuperación de petróleo, sino que acorta el ciclo de desarrollo y recupera la inversión lo antes posible, obteniendo así muy buenos beneficios económicos. A mediados de la década de 1990, desde la preparación del plan de desarrollo, se adoptaron menos pozos y una mayor producción como principio de desarrollo de los yacimientos de petróleo y gas marinos, lo que cambió fundamentalmente la política de desarrollo anterior de "producción estable a largo plazo y alta producción". en el desarrollo de yacimientos de petróleo y gas.
2. Se utiliza una red de pozos para explotar múltiples capas de petróleo, lo que reduce el número de pozos de producción.
El enfoque tradicional para el desarrollo de yacimientos petrolíferos múltiples es utilizar múltiples conjuntos de patrones de pozos para subdividir las capas de desarrollo en respuesta a la heterogeneidad de los yacimientos. Esta es, por supuesto, la mejor y más eficaz forma de resolver conflictos entre capas, pero, por otro lado, inevitablemente aumentará el número de pozos. Los campos petroleros marinos básicamente utilizan un patrón de pozo para explotar múltiples conjuntos de capas de petróleo. En términos de procedimientos de desarrollo y tecnologías de recuperación de petróleo, se han encontrado formas de mitigar las pérdidas de recuperación causadas por un conjunto de patrones de pozos. El campo petrolífero Huizhou 26-1 está ubicado en la parte oriental del Mar de China Meridional. Utiliza una red de pozos y 20 pozos de desarrollo, que se dividen en tres etapas (producción de una sola capa, producción de capas y producción mixta de capas cruzadas). Mediante la tecnología de relleno de pozos se logró la producción separada de 9 conjuntos de capas de petróleo en la sección del pozo petrolero con una longitud de 635 metros. Después de nueve años de minería, la tasa de recuperación es del 35,2%, de la cual la principal veta de carbón llega al 40%. El campo de petróleo pesado Suizhong 36-1 ubicado en el Mar de Bohai también utiliza un patrón de pozos inverso de nueve puntos con una separación entre pozos de 350 m y dos conjuntos de yacimientos con secciones que contienen petróleo de hasta 400 m, incluido el grupo de 14 petróleo. Las propiedades físicas y las características del fluido son bastante diferentes. Debido a la litología suelta del yacimiento, es imposible reponer los pozos en etapas, por lo que se divide en tres secciones para el control de arena y se utiliza control de manguito deslizante entre cada sección para lograr la tasa de recuperación de extracción en tres secciones. el área de prueba de producción de siete años alcanzó el 102%.
El ajuste durante el proceso de desarrollo de los yacimientos de petróleo y gas es un medio indispensable e importante para mejorar los resultados del desarrollo. Durante el desarrollo de yacimientos de petróleo y gas marinos, no se permiten grandes cantidades de perforaciones suplementarias debido a las condiciones limitadas. Una de las razones es que la plataforma no puede reservar suficiente espacio para la perforación y producción de pozos de ajuste, incluidas suficientes zanjas y sitios de instalación para equipos de expansión, y la estructura de la plataforma no puede soportar cargas excesivas debido al aumento en el número de pozos. En segundo lugar, la perforación es difícil porque los pozos de ajuste están ubicados entre los pozos de producción del patrón de pozos inicial, y el diseño de la trayectoria de perforación de los campos de petróleo y gas marinos debe realizarse simultáneamente con el patrón de pozos inicial. Sin embargo, al implementar operaciones de perforación de pozos de ajuste, es bastante difícil que la broca pase de manera segura a través de los pozos del grupo, y el costo de perforación aumentará considerablemente. Por lo tanto, el desarrollo rentable de yacimientos de petróleo y gas marinos debe basarse en patrones de pozos primarios. Estar basado en la red de pozos original no significa que no se realizarán ajustes durante el proceso de desarrollo. Con el continuo desarrollo de la tecnología de perforación y producción de petróleo, las medidas de desarrollo y ajuste de los yacimientos de petróleo y gas marinos se llevan a cabo principalmente en el pozo original, principalmente desviando pozos de producción inútiles o perforando pozos suplementarios individuales con espacios reservados en la plataforma. Los campos de petróleo y gas marinos conceden gran importancia al despliegue de redes de pozos primarios. La idea básica es cuidar el desarrollo de las capas de petróleo no principales tanto como sea posible y al mismo tiempo garantizar la plena utilización de las reservas de las capas de petróleo principales, a fin de crear las condiciones para medidas futuras en áreas y yacimientos donde el patrón de pozo principal es difícil de controlar. Los pozos de bajo rendimiento y baja eficiencia deben eliminarse resueltamente durante el proceso de optimización del patrón de pozos. En áreas con poco espesor y baja abundancia de reservas, no se dispone de una red de pozos principales.
Por ejemplo, los campos de petróleo pesado del mar de Bohai, como Suizhong 36-1, Jinzhou 9-3, Qinhuangdao 32-6, etc., tienen reservas relativamente grandes. No hay pozos en el área donde. el espesor de la capa de petróleo es inferior a 15 m en el borde del campo petrolero. Se planea utilizar el borde para perforar pozos horizontales o pozos muy angulados para aumentar las reservas de producción. Hay nueve yacimientos de petróleo independientes en el campo petrolero Huizhou 26-1 en el este del Mar de China Meridional. El plan de desarrollo incluye 15 pozos de producción de petróleo y 5 pozos de inyección de agua. En la etapa inicial se utilizaron cinco conjuntos de capas principales de petróleo, que representan el 74% de las reservas. Se puso en producción gradualmente desde 1991 hasta 1992. A través de la producción, se dio cuenta de que la energía de inundación del agua del yacimiento es suficiente y no es necesaria la inyección de agua, y los 20 pozos son pozos de producción. La tasa máxima de producción de petróleo de este campo petrolero es del 6% y ha mantenido una tasa de producción de petróleo de más del 5% en los últimos cuatro años. En 1996, el contenido de agua del yacimiento petrolífero aumentó a aproximadamente el 60%. Se perforaron cinco pozos horizontales utilizando pozos antiguos con alto contenido de agua y las capas de desarrollo se ajustaron mediante perforación de reperforación. Sin aumentar el número de bocas de pozo, las reservas utilizadas alcanzaron el 100%, lo que efectivamente mejoró el efecto de desarrollo y la tasa de producción de petróleo se mantuvo siempre en alrededor del 4%. A finales de 2000, la tasa de recuperación de petróleo de todo el campo petrolero alcanzó el 39,48% y la tasa de corte integral de agua fue del 74,2%.
3. El levantamiento artificial aumenta la diferencia de presión de producción y aumenta la velocidad de producción de petróleo.
Para los pozos con capacidad de autoexplosión, la práctica anterior era mantener la autoexplosión tanto como fuera posible. La producción mecánica de petróleo se utiliza en el desarrollo de campos petrolíferos marinos no sólo porque los pozos de petróleo dejan de fluir, sino también porque una razón importante es aumentar la diferencia de presión de producción para aumentar la producción de un solo pozo. El grupo de yacimientos petrolíferos de Huizhou en el Mar de China Meridional tiene una alta productividad y suficiente energía de las aguas de borde y fondo. Sin embargo, para lograr una mayor producción de un solo pozo, se diseñó la producción de petróleo mediante levantamiento de gas (la autoinyección, el levantamiento de gas y el bombeo se realizan simultáneamente). En la etapa inicial de desarrollo, la producción promedio de petróleo de un solo pozo alcanzó 300 ~ 400 t. /d. Los pozos petroleros Bohai Suizhong 36-1, Jinzhou 9-3 y Qikou 18-1 tienen ciertas capacidades de explosión espontánea. Para lograr mayores tasas de recuperación de petróleo, se diseñan planes de desarrollo para la recuperación mecánica de petróleo.
4. Hacer un uso pleno y racional de la energía natural y ahorrar inversiones.
El desarrollo de campos petroleros marinos debería intentar no desperdiciar energía natural. Por ejemplo, Huizhou Oilfield Group no solo utiliza la energía del agua del borde y del fondo para desplazar el petróleo, sino que también utiliza el depósito de gas ubicado en la parte superior del depósito de petróleo como fuente de gas para la producción de levantamiento de gas. El campo petrolífero Suizhong 36-1 y el campo petrolífero Qinhuangdao 32-6 utilizan el depósito de agua de la Formación Guantao ubicado en la parte superior del depósito de la Formación Dongying como fuente de agua para la inyección artificial de agua, el gas disuelto generado por la plataforma se utiliza para la generación de energía y otros; autouso de la plataforma mediante evaluación económica. Si las condiciones lo permiten, el gas producido restante se puede vender como productos básicos (el gas disuelto producido por el grupo de yacimientos petrolíferos Bohai Qikou 18-1 se suministra a Tianjin).
5. Desarrollo conjunto de campos petrolíferos
El desarrollo conjunto de campos petroleros ha creado muy buenos beneficios económicos para los pequeños campos petroleros que no pueden iniciarse solos. Durante la etapa de evaluación, se debe prestar especial atención a las pequeñas estructuras alrededor de los campos de petróleo y gas que se están evaluando, y se puede recomendar priorizar la exploración o explorar simultáneamente durante el proceso de desarrollo. Una vez descubiertos, se puede utilizar un conjunto de instalaciones de producción en conjunto, lo que mejorará enormemente la economía de estos campos.
Por ejemplo, el campo petrolero Huizhou 21-1 es un campo petrolero marginal según los resultados de la evaluación económica de las reservas recuperables al formular el plan de desarrollo. Para que en aquel momento fuera económicamente viable, además de tomar medidas para explotar los pozos de producción a alta velocidad y la producción conjunta, las instalaciones de producción también se colocaron en petroleros para reducir el tamaño y el peso de la plataforma y crear las condiciones para la producción conjunta. desarrollo. Después de que se puso en desarrollo el campo petrolero Huizhou 21-1, se descubrieron los campos petrolíferos Huizhou 26-1, Huizhou 32-2, Huizhou 32-3, Huizhou 32-5 y Huizhou 26-1 Norte en las áreas circundantes. Huizhou 26-1, ninguno de ellos fue explotado de forma independiente.
(2) Tecnología de perforación, terminación y producción de petróleo
El diseño del proceso de perforación, terminación y producción de petróleo es el segundo contenido importante del plan general de desarrollo y también es el comienzo de la estimación de la inversión. . El costo de perforación, terminación y producción de petróleo en yacimientos de petróleo y gas marinos generalmente representa entre 1/3 y 1/2 de la inversión total. Por lo tanto, bajo la premisa de satisfacer al máximo los requisitos del yacimiento, debemos hacer todo lo posible para reducir los costos de perforación y terminación y promover la localización de equipos. Reducir costos tiene dos significados: uno es reducir la inversión inicial; además, se deben considerar inversiones secundarias o múltiples después de la producción, es decir, se debe considerar la calidad del proyecto y la vida útil del equipo, porque el costo de reacondicionamiento en campos de petróleo y gas costa afuera es mayor. mucho mayor que en tierra.
Dado que todos los pozos de perforación son direccionales u horizontales, la trayectoria de perforación y la estructura del pozo deben optimizarse en el diseño para ahorrar tubería y reducir la dificultad de perforación, creando las condiciones para una perforación rápida y de alta calidad.
En términos de terminación de pozos, realizamos principalmente investigaciones especiales en pozos de petróleo y gas que requieren tecnología de terminación especial. La tecnología de terminación especial es más compleja y costosa que la tecnología de terminación de revestimiento y disparos ordinaria. El propósito del estudio especial es determinar la necesidad de técnicas especiales de terminación. Este tipo de investigación especializada es particularmente importante porque cualquier medida para completar los pozos de petróleo y gas en alta mar debe completarse antes de que se ponga en producción, y no hay forma de remediarlo una vez que se haya puesto en producción. Por ejemplo, en el campo de gas Dongfang 1-1, el componente gaseoso contiene CO2. En la preparación del ODP se estudió específicamente la cuestión de la anticorrosión de los pozos de producción de gas. A través de investigaciones comparativas sobre varios métodos anticorrosión subterráneos, se cree que las tuberías anticorrosión y las herramientas de fondo de pozo son el único método. De acuerdo con los estándares establecidos por NACE (Asociación Nacional de Ingenieros Anticorrosión) y los resultados de la investigación de la compañía japonesa NKK, se determinó que los dispositivos de fondo de pozo y los conductos de flujo de 6 pozos deben estar hechos de acero de aleación Cr13, y los pozos restantes deben estar hechos de 1Y80. Los diferentes pozos deben tratarse de manera diferente y todos los pozos deben estar hechos de Cr13. Ahorrará mucho dinero. No hubo producción obvia de arena durante la prueba del pozo de gas en este campo de gas, pero a juzgar por la estructura de la roca, se puede producir arena en condiciones de extracción de alta velocidad. Por lo tanto, se llevó a cabo un estudio sobre la predicción de la producción de arena y se invitó a la empresa estadounidense AR-CO y a la empresa británica EPS a realizar predicciones de la producción de arena para pozos de gas. Los resultados muestran que la diferencia de presión de producción crítica para la producción de arena en la terminación de pozos horizontales con tubos ranurados es aproximadamente el doble que la de la perforación con revestimiento de pozo convencional, y la diferencia de presión de producción diseñada para los pozos de producción es mucho menor que la diferencia de presión crítica. Por lo tanto, la capa de producción de los pozos horizontales se completa con pozos abiertos, tuberías ranuradas y tuberías ciegas, lo que tiene un cierto efecto de control de arena, ahorrando así millones de dólares en costos de terminación.
En términos del diseño del proceso de producción de petróleo, no solo se debe considerar la practicidad a largo plazo del equipo, sino también la vida útil del equipo. Como la extracción de petróleo es un proceso largo, incluso en el mar, lleva entre 15 y 20 años. Por tanto, no está de más elegir tecnologías maduras y con buena selectividad. Aunque la inversión inicial es grande, la inversión posterior es pequeña, lo que puede reducir los costos operativos.
(3) Diseño conceptual de ingeniería marina
El diseño conceptual de ingeniería marina es el principal objeto de inversión en proyectos de desarrollo. La inversión en ingeniería de un proyecto a gran escala representa la mitad. ~ 2 de la inversión total /3. Debido a que tiene mucho contenido e involucra muchas disciplinas, cada diseño debe optimizarse basándose en el principio de hacer más con menos y hacer cosas buenas. El objetivo es determinar la base del diseño, seleccionar los parámetros de diseño, comprender y utilizar correctamente las especificaciones, optimizar el diseño, reducir las instalaciones, simplificar los procesos, optimizar el diseño y promover la localización de equipos. Las plataformas, las FPSO y los oleoductos submarinos son los tres proyectos principales para el desarrollo de campos de petróleo y gas en alta mar. Las condiciones ambientales de la zona marítima afectan primero las bases de su diseño estructural. Las condiciones ambientales cambiarán con el tiempo, con cierta regularidad y contingencia. Por ejemplo, las corrientes oceánicas, las olas en las condiciones del mar y la velocidad del viento en meteorología tienen períodos de retorno de diferentes años (5 años, 10 años, hasta 100 años). Debemos seleccionar los parámetros de diseño apropiados a partir del análisis de grandes cantidades de datos estadísticos, lo cual es muy importante para el diseño estructural. A través de años de práctica de desarrollo en campos de petróleo y gas marinos, se ha descubierto que los dispositivos permanentes, como plataformas y tuberías submarinas, pueden cumplir con los requisitos de producción y garantizar la seguridad durante el período de producción. Por lo tanto, se puede ahorrar una gran cantidad de inversión seleccionando de forma racional y cuidadosa los parámetros de diseño basados en las condiciones reales de la zona marítima. Una vez que se ha determinado el impacto cuantitativo de las condiciones naturales externas en estas instalaciones permanentes, todo lo que queda es optimizar aún más el diseño estructural en función de los parámetros del desarrollo del campo de petróleo y gas en sí. El diseño conceptual debe implementar las leyes y regulaciones pertinentes de China y China National Offshore Oil Corporation, así como estándares internacionales, estándares nacionales y estándares corporativos para estructuras, instalaciones mecánicas, eléctricas, instrumentación, protección contra incendios y comunicaciones. En particular, la protección y seguridad ambiental deben implementarse estrictamente de acuerdo con las leyes y regulaciones nacionales, porque el diseño conceptual es la base del diseño básico. El diseño básico del proyecto debe ser revisado por una reconocida sociedad de clasificación nacional o internacional, y el campo de petróleo y gas debe ser revisado por la Administración Estatal de Protección Ambiental y la Oficina de Seguridad del Estado antes de ser puesto en producción. Si no se cumplen las normas, se requiere una rectificación, lo que impedirá que los yacimientos de petróleo y gas se pongan en producción a tiempo, provocando pérdidas económicas innecesarias.
En la etapa de diseño conceptual, además del diseño de estructuras permanentes, la principal forma de reducir la inversión es optimizar las instalaciones de la plataforma, incluida la optimización de los métodos de recolección y transporte, la optimización de la ingeniería general del sistema, la optimización de sistemas públicos y planos de instalaciones de plataformas. Optimización del trazado y optimización del flujo de procesos.
Por ejemplo, la segunda fase del proyecto del campo petrolero Suizhong 36-1, ya sea que el método de recolección y transporte sea todo marítimo o mitad marítimo y mitad terrestre, se ha optimizado repetidamente en el diseño conceptual. Para el campo petrolero Suizhong 36-1, tenemos experiencia exitosa en el desarrollo del área de prueba en los últimos cinco años. El tipo semimar y semiterrestre tiene muchas ventajas para grandes yacimientos de petróleo pesado con reservas de cientos de millones de toneladas, pero implica muchos problemas que no se han encontrado en el pasado, como problemas de puntos de aterrizaje, problemas de terminales, problemas terrestres. problemas de adquisición, problemas de reconstrucción de terminales y problemas de largas distancias con oleoductos pesados, problemas de descarga de aguas residuales cerca de la costa, cuestiones administrativas locales, etc. Para ello, la organización obliga a investigar sobre múltiples temas simultáneamente. Después de confirmar la viabilidad técnica, la inversión general es casi la misma que la del tipo totalmente marítimo. Sin embargo, a largo plazo, se ahorran los costos operativos de la parte costa afuera y los beneficios económicos generales son mejores que los del tipo totalmente marítimo. tipo todo mar. En la actualidad, el campo petrolero ha adoptado un método de recolección y transporte mitad marítimo y mitad terrestre y se puso en producción con éxito a finales de 2000.
El estudio del plan general de desarrollo de campos de petróleo y gas marinos es un proyecto sistemático que involucra múltiples disciplinas, múltiples tipos de trabajo y alta tecnología. Este proceso requiere múltiples esfuerzos de equilibrio y optimización para lograr un desarrollo eficiente y de alta velocidad de los campos de petróleo y gas.