韓樹杰，王 超，高永華，黃志力，劉東旭，丁鵬飛

(1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津300452；2.中海油有限公司天津分公司工程技術(shù)作業(yè)中心，天津300457)

0 引 言

隨著海上油田勘探開發(fā)力度加大及增儲上產(chǎn)需求的日益迫切，縮短現(xiàn)有海上油氣井的躺井時間、實現(xiàn)快速扶井成為重要的研究課題。無修井機(jī)生產(chǎn)平臺的修井作業(yè)，多采用批量修井方式，以分?jǐn)傋陨姐@井平臺的動復(fù)員費用，降低單井作業(yè)成本。因此會造成部分井的躺井時間延長，影響油田產(chǎn)量。另外，部分雙井區(qū)平臺由于井?dāng)?shù)多，鉆修機(jī)無法滿足平臺安裝的模塊的作業(yè)量需求，無法實現(xiàn)油井即躺即扶的效果。為解決上述難題，筆者及其團(tuán)隊通過研究液壓舉升裝置修井技術(shù)，從規(guī)范符合性、設(shè)備選型、安裝工藝、結(jié)構(gòu)強(qiáng)度校核等方面進(jìn)行分析，在渤海油田利用小型液壓舉升裝置首次完成了兩口注水井修井作業(yè)，并完成了8口井作業(yè)，恢復(fù)了注水井功能及油井產(chǎn)能。液壓舉升修井技術(shù)具有動用資源少、扶井時效快等優(yōu)點，能夠彌補(bǔ)鉆井平臺修井費用高和扶井時效慢的缺點，為海上油田的增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)提供了新的技術(shù)手段，正成為國內(nèi)技術(shù)研究及市場推廣的重點[1-11]。

1 液壓舉升裝置修井技術(shù)

1.1 液壓舉升修井技術(shù)的發(fā)展

1960年，第一臺液壓舉升裝置在北美誕生，用來進(jìn)行帶壓作業(yè)，此后逐漸應(yīng)用到起下電泵、打撈、套銑封隔器等修井作業(yè)中。經(jīng)過30多年的發(fā)展，液壓舉升裝置已經(jīng)成為國外陸地油田廣泛使用的一種作業(yè)方式。除上述作業(yè)類型外，已經(jīng)在向側(cè)鉆、鍛銑套管、鉆水泥塞、棄井作業(yè)拓展。在海上，由于使用環(huán)境、平臺載荷等各方面的限制，目前僅在北海及美國墨西哥灣較大的海洋平臺、東南亞無風(fēng)帶區(qū)域有廣泛的應(yīng)用。

在國內(nèi)，液壓舉升裝置主要用來進(jìn)行水井和氣井的帶壓作業(yè)，有多家油田服務(wù)公司提供陸地帶壓作業(yè)服務(wù)，但海上的應(yīng)用案例仍然很少。目前，主流市場的液壓舉升裝置根據(jù)舉升力大小主要分為5類，如表1所示。

表1 液壓舉升裝置主流機(jī)型及主要參數(shù)

1.2 液壓舉升裝置工作原理

液壓舉升裝置是利用4個液壓缸推動游動卡瓦上下往復(fù)運動實現(xiàn)管柱的起下的。工作原理如下：整套裝置安裝在井口或底座上，使用游動卡瓦與固定卡瓦相互配合，交替卡緊管柱后通過油缸的運動來進(jìn)行管柱的上提或下放。當(dāng)需進(jìn)行起升管柱作業(yè)時，先通過平衡絞車下提升油管，再通過油管鉗將提升油管與油管掛連接。操作主控臺控制游動卡瓦夾緊管柱，打開固定卡瓦，控制液壓桿上行動作，管柱隨之提出井口。當(dāng)上移行程至上止點時停止液壓桿動作，關(guān)閉固定卡瓦，打開游動卡瓦，操作液壓桿下放，液壓桿下放到初始位置。再次按上述操作開關(guān)卡瓦，并操作液壓桿運動，分多次提出一根油管。下放管柱的過程與提升管柱相反。液壓舉升裝置原理如圖1所示。

圖1 液壓舉升裝置原理

2 液壓舉升裝置修井技術(shù)在渤海油田的技術(shù)方案

選取渤海油田L(fēng)D5-2平臺作為首次應(yīng)用的目標(biāo)平臺。

2.1 裝置選型

收集LD5-2平臺典型井油管下入深度數(shù)據(jù)，如圖2所示，大多分布在3 000 m以下。

圖2 渤海油田井深分布統(tǒng)計

參考《海洋鉆井手冊》[12]，修井作業(yè)中的最大管柱重量計算公式如下[12]：

Fgz=(L1×Gk+L2×Gk×f)×(1-2γy/3γz)

式中：L1為管柱垂直投影長度，m，取3 000 m；L2為水平投影長度，m，取0；Gk為管柱在空氣中的單位長度的重量，kg，取226.21 N/m；f為摩擦系數(shù)，套管內(nèi)取0.25；γy為修井液密度，g/cm3(取1.1 g/cm3)；γz為鋼鐵密度，g/cm3(取7.8 g/cm3)。

將上述數(shù)值代入公式，可知3 000 m井深3-1/2″最大鉆具重量為61.5 t。修井機(jī)最大提升能力Q≥1.2Fgz+30t=1.2×61.5 t+30 t=103.8 t，即修井機(jī)的提升力最小需要104.4 t。根據(jù)以往作業(yè)經(jīng)驗，考慮分采管柱封隔器解封，提升能力為154 t的340 K液壓舉升裝置能夠完成3 000 m深井的大修作業(yè)。

此外，LD5-2平臺井的油管掛外徑為11″，要求液壓舉升裝置的通徑大于11″。340 K液壓舉升的通徑為14-1/2″，滿足修井的通徑要求。

2.2 液壓舉升裝置總體安裝方案

液壓舉升裝置在海洋平臺上的安裝方式主要有滑移底座承載方式和套管頭承載方式兩種，如圖3和圖4所示。

1—液壓舉升裝置；2—防噴器組；3—液壓油缸；4—支撐框架；5—平臺滑軌；6—防噴器組試壓臺；7—長滑軌；8—加固用工字鋼；9—短滑軌；10—底座滑軌圖3 滑移底座承載方式

圖4 套管頭承載方式示意圖

2.2.1 滑移底座承載方式

LD5-2平臺頂部甲板安裝有導(dǎo)軌，該導(dǎo)軌是用來安裝90T或者180T常規(guī)修井機(jī)的。與常規(guī)修井機(jī)總載荷的對比如表2所示。液壓舉升裝置對采油平臺頂部甲板導(dǎo)軌施加的總載荷小，可利用導(dǎo)軌承載方式安裝?；频鬃休d方式的優(yōu)點是批量修井時，不需要拆裝液壓舉升裝置，作業(yè)效率高；與套管頭承載方式相比，滑移底座可以懸掛防噴器組一起移動，空井口時間短。缺點是增加了吊裝和液壓舉升裝置安裝工作量。

表2 液壓舉升裝置與常規(guī)修井機(jī)與導(dǎo)軌載荷對比

2.2.2 套管頭承載方式

套管頭承載方式對套管頭和隔水導(dǎo)管承載能力要求較高，需要對腐蝕最嚴(yán)重的、位于潮差帶的隔水導(dǎo)管進(jìn)行測厚，并對套管頭和隔水導(dǎo)管的承載能力進(jìn)行建模計算。該方式的優(yōu)點在于可以有效減少液壓舉升裝置的占地面積，缺點是每次變換井位，都需要拆裝一次液壓舉升裝置，批量修井時作業(yè)效率低。

通常根據(jù)作業(yè)井?dāng)?shù)及平臺情況，確定安裝方式。液壓舉升裝置在渤海首次應(yīng)用LD5-2平臺，其作業(yè)井?dāng)?shù)量少，只有2口井，不需要頻繁變換井位，所以選擇套管頭承載方式，能節(jié)約時間。

而且，平臺兩口注水井隔水導(dǎo)管長508 mm，壁厚為25.4 mm，材質(zhì)為X52，屈服強(qiáng)度為360 MPa。根據(jù)《平臺場址工程地質(zhì)調(diào)查》中極限軸向樁承載力曲線，讀取隔水導(dǎo)管外摩擦力約為600 t。參考《淺海固定平臺建造與檢驗規(guī)范》要求，工作環(huán)境條件下樁基允許承載力的安全系數(shù)為2.0，即允許承載力為300 t。作業(yè)工況下，整體極限載荷約為228.5 t，小于套管最大允許承載力為300 t，故采用套管頭承載方式[13]。

2.3 修井技術(shù)流程

兩口井均為注水井，油管下入深度分別為2 648 m和1 850 m。液壓舉升裝置的主要作用是起下管柱，將B1井和B2井原常規(guī)注水管柱更換為電纜永置分注管柱。液壓舉升裝置的舉升行程為3.3 m，每3個行程，可以起出或者下入一根油管，油管單根卸甩在上工作臺進(jìn)行，依托2臺小絞車，通過鋼絲滑輪，由管橋替代坡道、貓道。管柱附屬井下工具、電纜及液控管線的起下以及電纜護(hù)罩等的安裝拆卸均在裝置下操作臺進(jìn)行。

使用液壓舉升裝置進(jìn)行修井作業(yè)，技術(shù)流程如圖5所示。

圖5 液壓舉升裝置修井技術(shù)流程

3 現(xiàn)場應(yīng)用情況

液壓舉升裝置在渤海油田L(fēng)D5-2雙井區(qū)平臺首次成功應(yīng)用(見圖6)，與另一臺模塊鉆機(jī)在平臺上豎起“雙塔”，使無修井機(jī)井區(qū)故障井實現(xiàn)了快速扶井，為油田穩(wěn)產(chǎn)、增產(chǎn)提供了一種新的技術(shù)手段。

圖6 液壓舉升裝置渤海首次修井作業(yè)現(xiàn)場

3.1 現(xiàn)場應(yīng)用時效

液壓舉升裝置安裝與拆除現(xiàn)場作業(yè)時間如表6所示，16個小時即可完成安裝拆除作業(yè)。

表3 安裝拆除時間統(tǒng)計

當(dāng)修井作業(yè)時，洗壓井、驗封、配管、試壓、測調(diào)驗封等時效與是否使用液壓舉升裝置無關(guān)。拆裝采油樹和立管防噴器、拆裝液壓舉升裝置及起下管柱時效與液壓舉升裝置密切相關(guān)。

將液壓舉升裝置修井作業(yè)工時與額定工時進(jìn)行了統(tǒng)計和對比，如圖7所示。

圖7 液壓舉升裝置修井作業(yè)工時與定額工時對比

經(jīng)過統(tǒng)計對比分析，結(jié)論如下：

(1) 在起原井管柱、起下沖洗驗封管柱的過程中，液壓舉升裝置的工時明顯小于定額工時。

(2) 在安裝立管防噴器、試壓、下電纜永置管柱的過程中，液壓舉升裝置工時與額定工時持平。

(3) 液壓舉升裝置作業(yè)拆裝防噴器需要完全解體，因此在拆防噴器的過程中，液壓舉升裝置工時大于額定工時

(4) 液壓舉升裝置總工時略大于額定工時。

3.2 作業(yè)過程中的難題及解決對策

3.2.1 井下工具串過長導(dǎo)致卡瓦夾持困難

通過對工具串頂部加裝短節(jié)，增加可夾持長度。同時，利用上、下卡瓦密切配合，確?？ㄍ吣軌驃A持在油管上。對于過長的工具串，則動用平臺吊車輔助安裝。

3.2.2 井下工具串直徑過大，無法通過卡瓦

通過工具串頂部加裝短節(jié)，增加可加持長度，然后通過上、下卡瓦密切配合，交替拆解，為工具串下入提供空間。也可重新調(diào)整卡瓦位置，實現(xiàn)偏心夾持，用繩索固定，更換專用卡瓦。

3.2.3 電纜或液控管線穿過固定卡瓦難度大

調(diào)整下卡瓦方向，使電纜管線通過卡瓦預(yù)留窗口，并使用繩索固定下卡瓦，專人看守并調(diào)整下卡瓦位置，確保管線穿過。

4 結(jié) 語

(1) 340 K液壓舉升裝置采用套管頭的安裝方式，首次在渤海的應(yīng)用驗證了液壓舉升裝置在渤海油田應(yīng)用的可行性，為海上修井提供了一種新的技術(shù)手段。

(2) 液壓舉升裝置修井作業(yè)與常規(guī)修井作業(yè)時效相當(dāng)。

(3) 在作業(yè)過程中，遇到的一些難題還需要進(jìn)一步研究和改進(jìn)應(yīng)對措施，以提高液壓舉升裝置的安全性和作業(yè)能力。