在南海西部边际油田开采中后期,往往需要修井作业来保持油田的稳产增产,但是由于边际油田多使用简易井口平台,平台面积狭小且没有配备专用的平台修井机,因此使用修井船修井往往费用较高且对产量影响大。针对该问题提出了“支持船+液压修井机”的优化修井模式,并在涠洲11-2-X井成功完成了换大泵提液作业,大幅降低了修井费用,减少了修井不及时所带来的产量损失,是低油价下降本增效、保产量的有效举措。

随着南海西部边际油田的不断开发,小型无修井机平台数量不断增加,常规修井模式不能完全适用于这类平台。针对已开发的边际油田使用钻井船修井作业模式带来的恢复产量时效慢、费用成本高等难题,亟需选择一种适合边际油田新修井模式。在结合大量文献调研成果和根据涠洲11-2油田B7井首次现场应用情况,分析并归纳液压举升装置在修井作业中的发展与现状、工作原理和特点以及现场施工作业过程,提出了液压举升装置修井新模式的建议,为同类型油田和修井模式提供了技术支持。

随着边际油田的不断开发,小型无修井机平台数量不断增加,常规修井模式不能完全适用于这类平台,修井作业面临时效慢、成本高等问题[1],用液压举升装置替代目前的修井模式进行目标平台的修井作业[2]可解决上述问题。随着海洋平台采用液压举升装置修井作业越来越广泛,液压举升装置在作业过程中存在的不足也逐渐暴露[3]。由于目标平台不设井架,无法直接引用现有标准进行放空管线的设计[4]。因此,基于石油化工行业可燃气体放空管线的设计标准要求,针对配置液气分离器的目标平台,开展排气管线布置的技术研究,确定管线布设的设计方案,满足生产和安全的要求。

为了适应海上无修井机平台和边际油田的开发,通过将传统修井模式和液压举升装置修井模式的对比,引出液压举升装置的优点和限制条件,并对其在海上修井的适用性进行了分析,认为此修井模式能够降本增效,在海上修井具有很好的应用前景。