水下油井的完井作业亮点是低油价驱动水下生产服务、工艺和硬件进一步集成化；API正在解决水下装配组件所确保的特定标准；缺乏具有成本效益的完井/生产技术阻碍下第三纪开发；一些作业者正在使用多级完井技术降低成本的同时使油藏接触最大化。
 
风险、成本和安全性与环境问题影响到石油天然气开采的方方面面，但这些挑战也让水下开采领域望而生畏。随着作业者日益进入更深油藏和高温高压(HPHT)，单一的故障可能是灾难性的。这一领域的创新是关注可靠性、可长期安全且有效地进行作业的完井系统和海底体系架构的研发。
 
近些年来，海底完井作业的最大障碍集中于成本，尤其是深水和超深水领域。“运营商在深水开发的投资在过去的两三年在减损，水下装置成本、管道、钢材和其它材料迅速增长而油价仍然停滞不前。” FMC技术公司技术负责人Brad Beitler说：“一年前的油价下降不仅为紧张的市场情况施加了更多的压力，而且也为行业衡量情形和提出开发海底油田更好方式提供了一个契机。”
 
由此协同推进服务、流程和硬件的更大规模整合与设备标准化，目的在于海底完井工程成本并维护安全性和可靠性以确保井筒完整性。“作为服务提供者危机为我们重新评价我们应该做什么以及了解我们客户的经济状况的驱动因素是什么提供了一个好机会，”Beitler说：“西非、墨西哥湾（GOM）、巴西和挪威北海是活动最多的海底市场，东非也开始了海底勘探活动。”
 
海底领域的集成化全面应用， 从水下采油树和控制系统的设计与标准化到消除水下设施检测监控的硬件接口。巴西的巨大盐层下油田，巴西石油实现了标准化水下采油树和控制系统。
 
在巴西桑托斯盆地(Santos Basin)，单一的水下采油树设计用于四个不同的应用程序：生产井、注水井、注气井和水气交替井。本文描述了电动液压复合控制系统启用的标准配置和具有标准机械接口的采油树，允许主要模块灵活交换。
采油树装配包括一个18 ¾-in适配接头座，其具有16 ¾ in的钻通能力，通过减少下防喷器数量，节省了钻井时间。适配接头座和水下采油树能够通过钻杆立管、钻井平台或修井机或是通过使用水下设备支持船的电缆可以安装。该系统也与三个区域的生产井与注水井的智能完井系统兼容。
 
超深水集成化
贝克休斯在OTC上推出了集成化井口油藏超深水完井生产系统，专门为33,000 ft的井深、10,000 ft的水深及温度高达300°F和压力高达25,000 psi而设计。Hammerhead系统将在今年晚些时候开始现场试验，目的在于可以长期、高效进行生产。该系统已获得美国机械工程师学会2015机械工程创新奖。
 
据贝克休斯下第三纪集成产品团队(IPT)负责人罗比介绍，为了满足作业者需要攻克开发墨西哥湾超深水下第三纪的技术差距，Hammerhead系统的设计于2012年开始。多学科专家组的任务就是交付组合产品，包括上部完井和下部完井系统、隔离装置和智能生产能力。
 “下第三纪区域拥有极其丰富的资源和机会，然而，缺乏使项目启动并可行的现有完井技术和生产技术。”罗比说：“超深水开发令人束手无策，特别是在没有合适的基础设施时。第三纪的致密、低渗透地层非常需要我们排出油气所泵入的支撑剂数量及泵送率满足增产需求。”
IPT采用整体研究方法设计一种综合系统，使水下油井在设备部署、增产、监测和分区控制来停机故障区方面更经济，解决结垢问题和20多年使用寿命的问题。该系统在三年内设计，大约一半的时间用于典型的“阶跃变化”技术进入市场，“我们保证作业者缩短开发周期并建造具有高度可靠性和安全性的系统。”
一般来说，作业者使用多个供应商的完井系统，将组件如封隔器、流量控制阀拼制在一起，履行职责相关规范和要求。“通过提供一种包含水下生产和完井的所有阶段与所有组件设计为相同标准，我们简化了流程，从而降低了作业者成本。”
在大套管井中与8 ½-in套管通径尺寸兼容，支持30,000 桶/天 (BPD) 的产量，该系统井底压力额定值为25,000-psi，满足了超深水层的的需求。一次起下钻作业多区下部完井的内径为(ID) 5 ¼ in，这是行业最大的尺寸，允许作业者安装大工作管柱增产一口井释放油气达到前所未有的高度。
利用远程监测和控制能力，生产可以进一步优化，前瞻性的流动安全保障能使生产效率持续。“系统的压力额定值为15,000-psi，各个层的压力值不同。双层流量控制也能通过抑制一个层位同时保持另一个层位生产，从而提高生产率。”
一旦系统在下第三纪区得到认可，它将适用于其它新领域的条件。通过与挪威阿克集团 ( Aker Solutions )合作，贝克休斯计划结合其井下电潜泵（ESP）技术和先进的海底能力研发更高压差新一代系统 。
图说：贝克休斯的新集成化井口
 
 
严格的限定条件
当谈到水下安全系统，可靠性是一个关键点，必须同时保持功能增强，例如提供更快的反应速度或提高破岩能力，Expro公司水下技术负责人Mackenzie,说：    “作业者寻找具有可靠产品及服务的服务提供商，适于多种环境条件，包括深水井、高温高压井等，这对现有的产品和新产品有严格的限制条件。
最新的创新包括新一代水下采油树，运营商考虑到了总安装成本。“这将使设计促进立管水下测试装配件(SSTA)安全有效的水下油井调试。”
今年初期，英国石油服务商Expro推出了其勘探应用的最新一代SSTA。它为深水油藏提供了一种快速反应系统，气门关闭小于十秒。它装备了具有完全数据采集能力的多层冗余控制系统。该系统于2014年完成核心资质，11月完成高温测试，现在已签约一些客户
该设施为每项试验设计了专用的试验间，包括切削、温度、压力、岩屑/泥浆和控制模拟器测试并验证软件和电子产品。
Expro还在开发新一代下入管柱（NGLS），这是一种海底完井SSTA工具，旨在增强功能和产品周期管理。“我们相信这个工具的开发将使水下油井完井和干预作业从开放型系统转变为in-riser system”，NGLS的试验工作将在2015年夏天开始，预计2016年实现商业化。
水下领域的主要挑战是缺乏SSTAs特定的标准，这取决于对什么是具有行业资格的SSTA不同的解释。Mackenzie说，为了达到这个目标，Expro参与API委员会致力于更好地确定设计、限定性条件和操作标准。新标准将于年底发布，统一和明确现有标准的应用，为进一步获得作业者对SSTA水下油井调试和干预的认可。
 
关注完整性
美国水下完整性解决方案（Underwater Integrity Solutions，UIS）公司，作为一家专注于水下设施完整性、保证生产和延长设备使用寿命。“”UIS总裁泊伊尔表示，在市场中，没有一家公司是全球唯一独立专注于水下完整性的公司。“除了船东和运营商之外，供应链极其分散。许多公司只为单一用户提供专业资产，如立管、系泊设备、管道、电缆、管汇和采油树等。”
接着工程解决方案提供商如风险检测、可靠性工程、流动安全生产保障和数据管理。最后，还有相关检测或维修智能产品的提供商。”
通常，这些是重点区域不同或客户不同的中小企业，但解决方案极为出色，如果全球部署或打包成特定领域更多关注的产品，将有显著的改进。
UIS推出了应对持续进入深水和更严酷环境的解决方案，博伊尔指出,值得注意的是，现在全球估计有5000口水下工作井，到2020年，预计有7000口。“随着水下开采继续在海底安装越来越复杂的生产设施，如果我们要降低成本、延长油田开采寿命和安全作业，我们需要水下完整性的不同方法。”
海底油田开采平均寿命是15至20年，大量的矿场经验问题涉及寿命过期、设备疲劳、流动安全保障、生产化学变化、状态监测、维修、数据管理与分析和所有权变化。所有这些都需要一种更集成化的方法整合。
UIS投资1.5亿美元的股本收购完整性管理供应链公司，与其它公司合作，因为它的目标是成为全球专业门户在水下的完整性。
 
JIP协作
 
水下生产集成化的一个趋势是合作。2015年5月，FMC技术和法国Technip（德西尼布）公司成立了一家合资公司 Forsys Subsea ，双方各持股50%，石油公司方案选择团队进行前端工程设计(FEED)研究，降低成本并重新定义水下油田设计方式。
例如，使用单一的电热出油管消除安装第二条出油管的必要性。FMC技术也装配管汇和其它重量轻的结构体，规模更小，可安装成本更低的更小作业船。
高温高压油田是技术发展的最大推动力，去年，FMC技术与四个主要具有巨大GOM资产者的作业者即阿纳达科石油公司、BP、康菲石油公司和壳牌，确立一个合作研发协议(JDA)，开发用于温度高达350°F、压力高达20,000 psi的深水油藏的水下设备和系统。该公司也在设计一种15,000 psi 和 400°F条件下设备。
JDA的主要目标是使用材料、检验、测试和程序相同规范设计一个共同的体系”他说。FMC技术选择 DNV GL 对用于JIP的HPHT JIP完井和生产系统提供独立的第三方认证。
采用安装基础设施升加压力对提高水下油田采收率也是一项重点。西非的某资源丰富油田，在油井的早期阶段经历压力下降，需要升加压力保持高生产水平。远程电力泵更好地监测了水下油田设备的使用寿命，能远程操作水下机器人(ROV)，在生产和钻井环境条件下，更有效运行。
 
确定技术差距
 
确定技术差距是什么海洋能源安全研究所(OESI)的目标之一，该研究所由美国安全与环境执行局(BSEE)于2013年建立。美国能源安全的科研合作是OESI协作组的一部分，OESI协作组从BSEE获得500万美元开发一个行业新领域安全指南的项目。“我们正在发展一个进行研究开发活动的资源库，最终交给行业决定如何最好前进。” RPSEA总裁帕帕斯说。资源库包括相关安全和环境的研发工作。“行业正领导负责共同继续将安全作为首要任务，通过安全与环境管理（SEMS）项目解决相关问题。”
由美国能源局资助、国家能源技术实验室管理， RPSEA为水下钻井和完井技术研究项目提供财政鼓励政策，项目包括缓解环形压力增加、超级剪切设备、泥浆线井涌指示器和智能钻井液及套管。休斯顿大学正在发展一种记录井下打井水泥侵的方法。
 
多级井完井技术
高成本水下环境适于多分支井技术，因为它是油井油藏接触最大化的一种有效方法。哈里伯顿Sperry钻井业务部FlexRite产品经理巴特勒说：“运营商想要确保其投资是安全并有效控制风险，其技术必须高可靠性的。”15年来，该公司不断提高技术，今天的成功率已达到99%。2012年，公司推出了FlexRite MIC（Multibranch Inflow Control)）系统，其形成分隔连接点，允许智能完井通过，具有多分支井流量控制和监测的能力。
石油行业中采用多分支井完井技术的新油田和成熟油田已有明显转变。“原因在于客户越来越适应这种方法，重在其可靠性和节约成本”巴特勒说：“该技术已经从简单混合流入同一井眼两个分支井的分隔连接点，发展到控制更深井中同一完井的多个不同分支井。
在澳大利亚西北大陆架，哈里伯顿在成熟油田部署了该系统，帮助作业者采到现有井的新分支，开发油藏新剖面，消除对充填作业和弃井作业的必要性。“我们以一种具有成本效益的方法延长了一个成熟油田的生命周期。该系统正在挪威和巴西部署。”
研发的MIC系统满足了分支流量控制需求。在过去，如果双分支井中的一个分支井出现水淹，两个分支井的生产都会受损。我们具有每次控制一个分支的能力。
当客户钻探更深分支时，包括大位移三边形和四边形井时，逐步变化分支至关重要，分支可长达16,404 ft (5,000 m)。“关键是尽最低成本安全接触更多油藏，”“当我们增加主钻孔和两到三个分支井时，每个分支井流量控制的单井油藏接触面平均为33,000-49,000 ft (10,000 – 15,000 m)。”
早期检测地层水
 计算机现代化和高级电产品及传感器能力日益提高对水下市场的设备和组件带来连锁效应。艾默生过程管理推出了适用于气田和凝析气田的新一代Roxar水下湿气表。
该仪表能够最早检测井筒中的水，更精准测量水的含量，从而降低风险，提高流量安全保障。“计算能力比以前更大，先进信号处理更加高效，这进步是一个自然的发展。”艾默生过程管理欧洲市场经理Sturle Haaland表示。
该仪表基于微波测量技术和多变量分析功能，可以检测到流动气井中低至0.2 ppm的水含量变化 ，允许作业者更精准评估水侵。当地层水进入气井中时，盐度在线测量系统可告知油藏工程师。
“水是油气生产的万恶之源，地层水进入气井中，造成腐蚀、结垢和形成碳水化合物” Haaland 说：“过去，油价高时，作业者估计需要向气井注入多少丙二醇(MEG)以防止碳水化合物，通常过量确保在井口没有形成冰塞，随后削弱气井与运输船和LNG工厂之间的线路。”
 “作业公司要控制的风险比以前要多，利用这个仪表，作业公司能够确定水侵，使他们的气井没有水入侵免于受损。”Haaland 说：“低油价市场，为帮助作业者避免怀疑和接受伴随最大化生产的风险。”