一个新的项目正在重新定位全球能源组合中成熟油田的油气资源，该项目可增加产量，降低开采成本，减少运营对环境的影响。
 
图1图2
    今天，大约70%的石油和天然气产量来自成熟油田，预计到2030年这一比例将增加到80%。随着石油公司不断寻求在减少资本投入的情况下增加油气产量，从现有油田中开采更多的油气是一个有吸引力的选择，但找到提高产量的方法并不总是那么容易。随着时间的推移，实现可衡量的收益需要新的技术和应对老油田产量受限问题的不同方法。
 
采用不同的方法
    提高现有油田的产量具有令人信服的经济理由。与新开发的油田相比，提高已开发油田的产量可以在更短的时间内实现，从几周或几个月的规划中获得回报，而不是需要数年时间，见图1（成熟油田的增产可能需要数月时间，而基于钻井的油田开发计划则可能需要数年时间）。而且大多数油井干预和增产措施的成本通常大都低于每桶10美元，见图2（该行业在执行急需的油井维护和增产任务方面变得越来越熟练）。
 
    重新审视成熟油田的生产还有助于提高可持续性的开采。开发一个新油田需要勘探、钻井施工、一个钻井平台和其他生产设施，所有这些都会增加运营过程中的碳排放。通常，成熟的油田由于可以重复利用现有基础设施以及可能的、经过时间优化的更高效的开采方法，施工导致的碳排放通常会较低，见图3（油井干预在显著降低二氧化碳排放的情况下提高了油气产量）。
 
    管理能源领域的双重要求并不容易：在需求不断增长的情况下，提供安全且成本高效的电力供应，同时还要减少排放，要满足这些要求并不是一件容易的事。石油天然气在未来可预见的时期内仍将是世界能源结构的重要组成部分，工业导致的能源需求必须是负担得起的、可持续的，而且还必须是安全的。通过延长油田的开采寿命可以应对这一挑战，在一个成熟油田进行油气开采，必须是有意义且高效的，这在对世界能源格局做出贡献的市场行为中至关重要。
 
    老油田依然很有价值，仍然值得开采。如果能够管控技术、运营和经济方面的挑战，老油田的开采可以周期更短、成本更低、碳排放更低。可通过放弃传统方法、利用项目管理和先进技术来实现这一目标。
 
整合各方面的优势
    认识到运营商已从老油田获得最大产出的过程中受益，贝克休斯围绕成熟油田解决方案制定了一项策略，其中包括一系列综合服务。
 

    传统油井干预服务的采购方法使得削减成本变得困难，因为对运营商开放的唯一途径是协商个别服务的价格。在干预项目的初期为连续油管、电测服务等设定较低的价格是有意义的，但在合同授予之后，很难再捕捉到额外的节省。结果是，一旦一个油田开始生产，削减成本的途径就会变得更少。
 
    整合改变了竞争格局。从历史上看，一个油井干预项目会将多家公司聚集在一起执行独立的服务。由于每家公司都专注于项目的特定部分，因此公司之间的沟通是有限的，也没有共同的目标。一项工作最终完成了，但即使每家公司都降低了成本，实现效率提升的空间依然有限。
 
一种综合方法重新构思了从开始到结束的整个过程。在一个成熟的油田，挑战的复杂性会成倍增加。这需要一种解决问题的方法，将各项技术、各种方法和效率从应用到设计和执行整合在一起。公司可以与一个管理一系列服务的合作伙伴进行合作，并予以激励，而不是在现场将产品和服务关联在一起，这样合作伙伴就会有动力改善事物的结果。
 
利用先进技术
    在石油天然气运营的各个方面，采用创新技术能使工艺流程执行的更快、更有效，由此获得更好的绩效。将先进技术结合在一起，为五个主题的解决方案提供更多价值，见图4（成熟油田解决方案的五个主题，图片来自贝克休斯公司）。
 
 
图4
    监控与油井干预。PRIME技术平台通过引入一种无缝集成数据和干预工具的方式提高生产效率，从而改变作业的绩效。该平台可实现高效的钻具起下，能提供井内钻进井段的可配置性，从而能使钻具拥有良好的转动，还能优化起下速度。井内钻具的速度控制和数字遥测能使钻具在起下过程中进行测井数据采集，以便实时调整钻井性能。在阿联酋的一个应用案例中，此项技术在一口大斜度酸性环境的井内执行了一次多井段的生产测井作业，钻具起下超过4267m，速度高达每分钟19.5m，旨在确定井下气侵的来源井段。
 
    RLWI（无隔水管轻型井的干预）技术通过整合贝克休斯专有的轻型井干预系统、电测、油管作业、修井液泵送作业和过滤产品线等多项技术应用而得到了改善。这种方法在尼日利亚近海的首次综合应用中证明了其卓越的有效性。该项目成功的关键是将LWI（轻型井干预）设备从一口井移动到另一口井节省时间的过程。采用这种方法意味着LWI设备从三月到七月一直被部署在海底，只回收过一次，为的是返回港口撤离。采用LWI方法每口井节省了42小时，在整个项目运行过程中在现场节省了近13天。该项目实施过程中达到的最大泵送速率为每分钟8桶，油管头压力为2494 psi，最大泵速时井下压力表的压力为5227 psi。
 
    尽管这是团队首次实施这种综合的RLWI计划，他们在143天（共计3432小时）内成功完成了八次海底油井与油井之间的设备转移，期间未发生任何事故或对环境造成影响。这些成果促使运营商将工作范围从三口井扩展到八口井，最大限度地发挥了油井干预计划的价值。
 
    在刚果盆地的两口井采用类似RLWI的方法进行了作业。工程团队与一家主要运营商合作，使用公司专有的7.0 RLWI系统，压力泵送和电测服务前安装了一个阻水封隔器，旨在减少水侵，提高海底油井的油气产量。这些项目的成功完成凸显了RLWI作为一种成本高效的选择价值，表明了在保持较低利差的同时可以实现更高的运营效率。这使得每口井的成本大大低于采用传统海上移动式钻井平台进行的油井干预措施。
 
生产优化
    几十年来，石油行业一直在碳酸盐岩油藏开采中采用了促产技术。这些促产液从采用盐酸盐体系发展到采用凝胶酸体系，又转到乳化酸体系。每一次技术进步都试图在模仿盐酸的溶解能力、摩擦压力、现场处理便利性以及减少对地层造成损害等特性，同时通过增强虫孔传播和减少表面溶解来控制酸液的滞留，旨在满足储层产能需求。
 
    尽管凝胶酸和乳化酸体系都适合此项应用，但在摩擦压力、作业后恢复渗透率以及现场处理便利性方面还存有一些局限。贝克休斯的Sta-Live Extreme促产液作为一种单相酸体系得以开发，易于现场处理，具有与盐酸体系相当的高溶解能力，可提供控制力，并且通过延迟能力可最大限度地扩大储层的覆盖范围，同时还能以低粘度特性保持低摩擦压力且不会对地层造成伤害。
 
    在阿联酋的一次应用中，Sta-Live Extreme促产液被部署在一个温度超过135℃的白云岩地层，该地层是一口采用流入控制装置完井的水平井，水平段1585m。此前，运营商对这口井进行了增产处理，但并没有增加产量。单相酸体系消除了柴油相的需求，减少了16小时的混合时间，以每分钟20桶的泵送速度泵入地层。Sta-Live Extreme酸液体系在这一高温的白云岩地层起到了增产作用，将石油产量提高到了1000桶/天，而之前的促产技术都未能获得成功。
 
沙子、水和天然气的管理
 
    虽然井下干预服务可以产生积极的结果，但并不总是需要来到井下进行处治。最近运用的一种泵送方法使油井不仅能以更少的能量和更少的产水量进行生产，还能在不进行井下干预作业的情况下增加油气产量。Aquacut Plus技术专注于减少产水量，结合增产措施提高油井产能。该技术能使地层岩石上形成一种强离子键，从而减少产水量、降低举升成本、减少与处理过程和废水处置相关的二氧化碳排放。这项技术已在哥伦比亚的30口井得到了应用，减少的产水量高达900桶/天。这些油井在结合增产措施后，所运用的技术将油气产量提高了43%，而且，在处理后两年多的时间里，其成效一直保持着。
 
    打开绕过的油气资源。在延长油井寿命和开发绕过的油气储量时，集成的连续油管钻井技术已被证明是一种成本高效的方法，用来进行油井储层的再进入和多分支井钻井，特别是对生产井进行油气开采时非常有效。该公司最近成功地在一次下井作业以欠平衡钻井方式钻了一个1228m的侧钻井眼，超过了之前钻的1224m侧钻井眼的记录，同时还保持了非生产时间为零的钻井记录。
 
    这个项目的成功得益于优化的钻井实践、有影响力的项目管理和最新的CoilTrak™技术（一种用于钻井的连续油管钻具组合）与超小井眼电阻率服务的结合。它提供了实时监控和数据驱动的优化服务，采用涡轮驱动进行作业，确保在长井段钻井应用中保持持续的钻井绩效。
 
    弃井。创新和技术是提升弃井效率、简化流程和确保安全的关键因素。介绍一下Terminator™ 船载井口切割系统。与其它井口切割方法相比，该系统的占地面积要小很多，可在较小的船舶上作业。只需要两个人操作，而不是通常需要的6到8人来操作，而且比传统方法消耗的燃料更少。当这种方法在挪威大陆架一艘小型船舶上部署、用来切割并移除一口废弃井的井口时，切割作业仅用了35分钟，整个操作从部署工具到井口回收只用了2.5小时。
 
    这些技术对提高生产效率和降低成本的潜在影响是巨大的，随着更先进的工具被引入并得到整合，所产生的价值将会继续得到提高。
 
早期的采用者引领潮流
    一些运营商已经开始感受到技术整合的好处，依赖于一个技术合作伙伴，为他们的油井干预或弃井作业提供了整合的解决方案，带来了新的效率和高水平的生产力，使他们能够专注于资源开发，最大限度地扩展该领域的资产价值。
 
    近日，全球领先的海上油气开发公司Equinor与Baker Hughes签署了一份多年期的框架协议，由后者负责管理P&A（油井封堵和弃井作业）的每个阶段，优化作业以实现Equinor的弃井目标。为了管理该项目，Baker Hughes将在Bergen（位于挪威西海岸）和Stavanger（挪威第四大城市）建立一个卓越的P&A中心。这个中心的专家团队包括项目经理和工程师，集中处理北海的P&A业务，确保采用最经济、最可靠的解决方案，负责任地处理每口即将遗弃的油井，同时还要实现效率的最大化。
 
    在阿联酋东部，该公司将代表DUSUP（迪拜天然气和液化天然气供应商）为迪拜石油公司的马尔甘天然气储气项目提供集成的连续油管钻井服务。该项目将通过增强该系统在天然气和太阳能之间切换的能力，为迪拜的能源供应提供稳定的技术服务。项目结合了连续油管钻井、欠平衡钻井以及该公司连续油管井底钻具组合方面的技术和专业知识。使得在水平钻井过程中更有效地驾驭地下环境，最大限度地触及储层，这对于开发地下储气至关重要。
 
    最后，在巴西，一系列解决方案将得到实施，帮助提升巴西石油公司在多个海上成熟油田获得收益。运营商在2024年授予了三份重要的综合合同，涉及柔性管系统、建井、修井、油井封堵和弃井等多项作业，这些项目将大规模地运用技术组合，未来将对多个油田提供持续的技术服务。
 
    第一个项目涵盖了测井、连续油管钻井、固井、管柱下入、井筒干预、打捞和地球物理服务，旨在提高巴西近海油田的油气产量。
 
    第二个项目包括水和天然气管汇、涡轮机械、涡轮发电机、电动压缩机以及超过240公里的柔性管，给在Buzios油田作业的三个钻井平台开始提供供给服务，还将包括钻井服务、钻头、井眼净化、修复工具和钻井液服务。
 
    第三个项目包括提供77公里长的柔性管、立管和输油管线，用于处理石油生产以及与天然气和水注入的服务，以应对在二氧化碳浓度高的前盐层油田常见的由二氧化碳引起的应力诱导的腐蚀性储层开裂。该项目提供的柔性管在处理这一挑战方面有着良好的记录，提供大范围一流的解决方案。这些方案对于管理成熟油田的生产和注入工艺至关重要，特别是那些二氧化碳浓度高、地质条件苛刻的油田，所采取的方法非常有效。
 
天高任鸟飞
    在能源历史上的这一时刻，创新管理成熟油田提供了一个独特的机会，因为新的钻探项目可能需要数年时间。释放从地下到地表整合的力量需要新的商业模式，创造双赢的结果、消除地下孤井、创造可选择的方式，使每桶石油都能可持续的、更经济的和更可靠的得以生产。
 
    将这种方法扩展下去，确保成熟油田继续成为全球能源组合中有望实现的产能，其潜力是无限的。尽管迄今为止的项目都是本地化的，但很明显，这种方法可以扩大到现场级别，以获得更好的产能。
 
    持续进行投资，扩大综合服务的数量和推广新的商业模式可能会改变现有的运营面貌，为企业带来安全、时间和成本方面的效益，也会使环境、社会与治理方面获得收益。