在当前环境下,我国大多数修井侧钻等作业是需要靠专业的平台以及钻修机来实现的,并且不同产油量的油田所使用的钻修机种类也不尽相同。比如说对于产油量较低的油田来说,使用的大多数是自升式钻井船或者是多功能的支持船来对其进行修井和测井作业。而对于海上油田来说,受到其地理位置以及环境的影响,油田开采成本总体较高,为了有效地降低开采成本一般使用液压举升装置来进行修井作业,另一方面,液压举升装置具备总体占地空间小、拆装运输方便等优点,对于工作人员数量较少、需要实现高度自动化的油田开采作业来说,具有十分重要的作用。因此为了确保液压举升装置在海上油田开采的过程中更好地发挥其作用,确保安全性以及开采工作的正常开展,对液压举升装置的修井作业进行研究和分析,具有很强的现实意义,能够为后续工作的开展提供...

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。

海洋石油开发开采中存在一些储量规模小、品位低、难以经济有效开采的边际油田.采用常规的固定式采油平台+钻井船的工程技术方法因投入成本过高,不能获得预期的收益率.南海西部海域的某边际油田,采用移动式海洋采油平台+液压举升装置修井模式,为边际油田规模化开发提供了重要参考价值.

为解决海上无修井机平台、低配修井机平台及靠泊受限平台的侧钻作业难题,针对液压举升装置在海上平台进行侧钻作业的可行性进行了分析。通过对渤海油田海上平台使用修井机进行侧钻作业的井统计分析,发现典型340K液压举升装置的作业能力能够满足修井机单一井眼侧钻90%以上已钻井对设备能力的需求;通过对设备的抗风载能力进行计算,发现在最大风力载荷、最大举升载荷及最大作业扭矩综合工况下,设备的强度及变形量都能满足标准要求,结果表明液压举升装置可应用于海上平台进行侧钻作业。

针对液压举升装置在渤海地区侧钻中的可行性研究,根据装置的两种安装方式,建立了相关实体模型,在最大正常作业工况和极端作业工况下分析两种安装方式下的受力情况。结果表明,采用滑移底座安装方式稳定性更好,建议在多井作业或者采油平台有导轨时,采用滑移底座安装方式;若采油平台无导轨,且为单井侧钻作业,可考虑套管头安装方式。

经历几十年的海洋石油资源开发,目前大量早期开发的海上油气田已经进入老龄化阶段,油气开采平台在空间和承载能力上受限.而随着针对海上边际油田的小型油气开采平台数量的持续增加,使用修井船或传统修井机进行修井作业的方式存在时效慢、成本费用高等问题.而液压举升装置以其新型结构紧凑、占用空间小、操作简单方便、拆装及运输迅速的特点,逐渐成为新型修井机的研究和应用方向.

为缓解双井区平台钻修井任务紧张,无修井机平台修井作业钻井船资源有限、协调周期长的难题状况,引入液压举升装置。采用滑移轨道承载和套管头承载两种方式,在海上平台进行修井作业实践,证实采用液压举升装置替代常规修井机进行修井作业,修井作业时效与常规钻修机相当,可降低海上油气田开发成本,提高油气田的生产效率和经济效益,保障油田持续高产、稳产。

介绍一种通用性好、使用操作方便的新型短平台铰接式汽车维修液压举升装置，阐述其工作原理及性能特点。