重庆科技学院学生毕业设计（论文）外文译文学院石油与天然气工程学院专业班级石油工程应08-3学生姓名郑晓琳学号2008540270SPE99069安德鲁低成本钻井------团队、技术、创新作业延长油气田开采寿命本文发表于2006年2月21—23日于美国国际钻探承包人协会/石油工程师协会（IADC/SPE）钻井会议中。

本文是由IADC/SPE计划委员会从作者（们）提交于审查的摘要中选择并发表的，本文的内容还没有经过国际钻探承包人协会和石油工程师协会的审查。

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图书管理员，石油工程师协会，邮箱833836，理查德森，德克萨斯州75083-3836，美国传真1.972.952.9435摘要一个新引进的双井开采法在安德鲁油气田低成本的计划已经被利用于开采小且密封的目标油层。

已经减少了10%在近海的工作人员，实现海岸来回反复检查和维修设备。

储量目标达到的同时成本降低了35%，并且允许存取其他小的目标油层和延长油气田开采寿命。

现在有3个问题需要满足整个程序。

一是油，我们可以利用它计算一些在平台上住宿的有效成本。

在2004年我们接受了这个去鉴别和提高这些目标的挑战，和开发这些目标油层。

并着手一个3部分程序。

（1）利用4D地震自顶向下储层模拟技术（TDRM）技术来更好的定义目标油层和解决它的不确定性。

（2）用海上操作中心来减小对陆地的支持。

在商业用途的各方面只有80个平台可供管理和交付。

（3）通过最小化侧钻井的成本，划分区域和执行优先预备的井口工作和启动所有钻井装置。

重点包括在钻进6英寸的井眼部分的单根搅拌使机械钻速达到最大，以维持钻压传递和简化完井作业。

这一成功已经通过创新技术和采用最佳工业实践，操作中达到以精心策划和优秀的团队合作，地下钻井主要包括陆地和海上。

前言安德鲁油气田包含了发现于1974年16/28-1井中覆盖了下白垩纪的古新世浊积岩储层。

古新世储层的发展开始于1993年一直持续到1997年利用地平技术进入了这个稀油层。

总共10个生产井，在这段时期中完成了从单层平台中心放射钻进。

储层压力依靠强大的自然水动力和通过注射油进入现有的气顶。

充填钻井在1998-99到2001-04这段期间被替换，最后成功的是A16和A17井。

经以上可以看出：从表面上看经济方面支持所有钻井。

密封目标层位于现有的放射轮辐形成的井眼中，图1，这些容积包含了2百万个圆柱或者更少，从表面上看钻井成本不足。

图1剩余的目标油层位于现有的辐射形井的中间原始井最佳放置位置应该是气和水锥进的最小值。

然而，在含水层驱动下，大部分井眼都是水切割，开采机理现在是锥进的一种。

经过了3年的高产，油柱已经收缩以至于现在的井眼已经不再最佳的位置。

所以从结构和侧面来使剩下的储油被驱替出来。

进一步的发展需要可靠的鉴定和确定这些更小的目标以及在井眼成本中重要的减少部分。

进入同样是一个问题。

安德鲁平台搭建安装建立在CRINE（降低成本的新时代）。

为了减少发展建设成本，住宿限制在80床次，这些地方严格限制在一些随时能够被替换的操作的地方。

关键的检查和设备的活力维护优先于其他一些活动。

就于这个原因需要一个43人的工作队的加密钻井，且间断的被约束在这一年之中的一段时间。

对于捆绑在一起的床位间距上也存在了格外的压力。

卫星覆盖整个油气田甚至是减小在船上每个人员（POB）的成本有很大的不同，这提供了一个新的机会。

低成本钻井剩余油藏的可靠鉴定，低成本和平台人员的降低时安德鲁低成本钻井队面临的三个挑战。

这种平衡是低成本钻井生产的本质。

尽管这句话“低成本钻井”通常用于工业中，它隐藏了其约束，协作性并寻求折中的办法，其中必须涉及到几个学科提供的整体商业价值。

权利范围选择正确的发展观在很大程度上影响了商业成功果。

安德鲁井正计划使用一个正式的封闭的第四套工艺。

在评价阶段，选择一个多学科的权利范围进行发展和开拓这是很冒险的，然后核对商业需要和经济指数结合。

限制在平台上的正在进行装置结构维护的公司，一个120天的窗口需要进一步研究降低平台成本从43人道到38人。

早期工作也表明至少需要减少经济指数的30%。

在权利范围内要考虑各种钻井技术。

包括通过有关旋转钻井（TTRD）螺旋油管钻井（CTD），多层，深浅常规侧钻。

这个目标因为间距太宽而不允许有多层，除去螺旋油管钻井是因为高水平的扩边的需求，目标扩边的限制是为了通过油管旋转钻井。

但是，提升钻井装置包括安装一个中心键盘符合可以代替有效钻井钻进。

并且计划对平台人员不能接受的要求进行改变。

介绍了M orrison5如何运用螺旋油管钻井和通过旋转油管钻进来完成组那经作业。

另外一个通过油管旋转钻井的不利因素是生产层流计算表明小尺寸洞结合这个技术降低了生产等级和储层回收率。

这个小组应该介绍之后结束TTRD，对于小点的目标和第一个阶段应该全部贯注于钻井和完成A18和A19的常规侧钻。

侧钻目标的选择受到经济和操作考虑的限制。

特别是应该避免高气油率试验对象。

储层这里有油吗？在一个成熟的油气田中，持续投资一个剩余油藏是绝对依赖可靠的鉴定和定义的。

面临的挑战是如何描述一个周围存在风险和不确定性且包含了不到2百万油柱的油藏目标层。

一个新的工具，自顶向下储层模拟技术6（TDRM6）能够很好适应描述存在较小的风险和不确定性的目标油层。

TORM 输入不确定的静态的数值。

例如：孔隙体积传递障碍。

KV/KH率，和油层单元间的垂直传递。

优化后利用一系列的输入数据尝试分配生产数据，然后定义井眼数据和压力数据。

输出的是大量的明显不同于彼此的均可能性。

历史匹配模型的静态描述。

这些可能性相同的模型用予预测加密井寿命的结果，提供了一系列重要的方案。

图2井储量对于垂直位置的敏感性但是，油藏模拟历史匹配模型并不支持4D地震数据。

作为一个额外的工作流程研究是否TDRM能够像生产数据一样符合4D地震模型。

尽管对4D地震模型的回应不齐，但安德烈移动有谁界面可以鉴定和映射4D地震数据。

后来被深度转化，在TDRM中作为历史数据。

加密井储层最好的情况下能够让TDRM在T6可能模型生产的情况下与生产和4D地震数据相匹配。

增加储量的范围被认为是完全代表了P90-P10的范围。

总共的10个均可能，历史匹配的模型是来自于最初的1000个之中。

安德鲁井眼储层对垂直定位非常敏感。

如果定位过深，井眼就会生产出很多水，同样如果定位过浅井柱会有很多气。

有一系列的模型能够对井眼定位的敏觉进行研究。

图2.1介绍了一个额外的工作流程，计算从TDRM道MOWC（流动油水界面）相匹配的情况下，转化的时间和形象化的4D地震形式。

这有助于显示区域中在解释MOWC的高低可信程度作为钻井的不确定参数。

降低成本根据权利范围和选择de-scoped侧钻作为首的发展选择，每一个准备的侧钻操作原件都会集中一起仔细检查，以除去不必要的成本，减少钻井计划期限，以适应只允许120天的最佳范围。

如果可能，像采油树一样的装置也会被移去检查、修复和重装。

放弃和准备虽然侧钻除去表层钻井，解约的成本还包括那些偏离而被放弃的井。

在被放弃的井中严重的碰撞和意外的问题也会影响成本计划。

进行废井和停止井服工作之前要除去调离所有人员在钻井计划的成本、时间和风险。

让一部分工作人员熟悉之前钻的两口井。

井服工作范围包括执行漂移操纵，设置层端插入或排气筒，油管射孔，用卤水后井以及用放射切割矩切割油筒。

还包括在两井之间移动井口装置以便能够整修再次完井。

因为在安德烈良性生产条件中，不提供支援，为了更进一步节约成本。

这些井将会被留在那儿。

起下钻早期井的寿命达到井口装置维修和机械问题的一个高水平。

这些问题在一定程度上归于在提升钻杆及放回去这段时间对其的影响新组成的工作队不熟悉平台。

在2003年，主要着重于钻机维修，不仅在于钻井，同时也适合开采量。

钻井装置滑动在安德鲁油气田中，顶盖必须直立于再次喷射装置之上以保护掉落的物体。

一般这已经在钻井装置滑向令一个位置后搭建脚手架平台。

图3图3传统的插入式脚手架对于设备的保护先前的活动已经涉及到在只有一个钻井和完井单井的一段时间，在这种时候很少会出现什么问题。

对于两个低成本钻井计划，这种顶盖必须拆除并且两井之间再建一个。

同承包人工作时，会提供预先搭建的顶盖、减小超过7天滑动钻井装置的时间。

图4. 在计划之中顶盖的成本已经包含并且在以后也可以使用。

图4预制的顶棚节约了7天的钻井时间轨迹设计正常情况下，安德鲁钻井包含在水平井段由水转向油层的地质导向。

这涉及到使用旋转驱动系统(RSS)技术,在8.5英寸的井眼中是具有成本效益的，但是在6英寸的井眼中就更为昂贵。

以前，当我们遇到水的时候,在安德鲁横向部分的油层剖面是不可能信心十足地预测的，因此,我们需要地质导向。

完整的4 D / TDRM的介绍在哪里可以遇到水给予了很高的信心。

理解在油层剖面遇到的水优先返回成油，图5，地质导向是不会被要求的，几何井眼轨道被计划用与电动机,而不是旋转的可操纵系统,这并没有损害实际操作要求。

此外，所有的数据都是从随钻测量(MWD)/随钻测井(LWD)工具中收集出来的，没有计划电缆测井。

图5井的油水界面间隔突出完井大多数安德鲁井眼已经下了套管,然后在平衡地层情况下射孔。

然而,两个井眼(A01和A13)在没有明显的出砂问题下已经完成了割缝衬管。

此外，TDRM显示预期的两个侧钻中的每一个测钻井眼寿命不到两年。

简化的完井设计避免了固井，在安装和最小化在职故障中，射孔操作也显著降低了成本、时间和风险。

由于水层被预测出现在水平剖面，就要求选择性地带的隔离。

凸起封隔器被选作为首选的隔离地带形式,因为他们的低成本,方便放置和有效性。

对于测钻,一个初始的总流动速度超过10的储层流体被预计以及生产概况表明:水削减超过90%被期望与该领域寿命的结束。

因此，完井设计包括三个气举阀工作筒，允许气举卸载，连续环形空间气举升到每天5 百万标准立方英尺。

一个油管可起出的地面控制的安全阀也可以安装在上部的完井上。

井底完井包含了4.5英寸, 12.6 lb/ft L80 Vam Top 13%的铬衬管，用先前穿孔的空白管道分离、连同凸起封隔器和地层隔离阀（FIV）来隔离油层在上部完井运行时。

预期的凸起封隔器寿命是5年，超过了井眼的使用寿命。

出沙研究证实这个下部的完井构型适合这个目的。

工程设计早在多年前的项目,外部顾问被任命帮助支持一些技术选择识别在权利范围内。

多学科的内部同行评审和同伴协助在这个项目提供担保的重要阶段举行。

泥浆设计低毒性油基钻井液(LTOBM)被选作为钻井液技术鉴定后的几种泥浆类型。

低毒性油基钻井液（LTOBM）油藏的剖面是碳酸钙受力和优化的基础上导致高压压汞试验在安德鲁核心执行。