國產水下泥線懸掛器在東海油氣田的應用

王喜杰，和鵬飛，嚴維鋒，王 濤，張 凱，謝海濤

1.中海油能源發展股份有限公司工程技術上海分公司，上海 200335

2.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司監督中心，天津 300452

3.中海石油（中國）有限公司上海分公司，上海 200335

目前世界范圍內的海洋水下井口裝置的技術被歐、美等發達國家的專業公司所壟斷，我國在海洋水下井口裝置的研制和應用方面一直處于空白狀態。隨著東海油氣勘探的不斷深入，不少邊際油氣田被陸續發現，其特點是油氣儲量小、油層厚度薄，生產年限低。為了降低東海邊際油田的開發成本，實現探井直接轉入開發井，更加經濟有效地開發東海油氣田的目標，通過與國內相關鉆采系統制造商合作，克服了重重困難，首次成功實現了國產水下井口裝置在東海兩口探井中的應用，并實現了臨時棄井，保留水下井口。后續依托附近現役導管架設施轉入生產井，最終實現勘探開發一體化。本文主要對水下井口裝置中的關鍵設備——泥線懸掛器的相關研制問題及現場應用問題進行了闡述和分析。

1 水下泥線懸掛器技術現狀

水下泥線懸掛設備是指安裝在泥線或者泥線附近用于懸掛各層套管，提供壓力控制和環空通道的設備，對海底井口油氣的安全輸送起著密封保護的作用[1]。隨著平臺技術和不間斷循環鉆井、小井眼鉆井、小間隙套管固井、套管鉆井、巖屑回注鉆井等技術的不斷發展，相繼出現了各類不同形式及套管配套的水下泥線懸掛設備。目前，從事水下泥線懸掛器（以下簡稱泥線懸掛器）設計及制造的公司主要有GE-Vetco Gray、Cameron和Dril-quip等公司[2]，所生產的泥線懸掛器具有多類化和系列化的特點[3]。而國內水下泥線懸掛設備的研發還處于初級階段。

2 泥線懸掛器設計

2.1 結構設計

通常泥線懸掛器有外層導管頭（導管頭底部與隔水導管連接）、內層各層套管掛、各層套管及導管保護帽、附屬連接送入裝置，每層具體結構包括聯頂環及端面連接、內部型面和座放臺肩，如圖1所示。各層尺寸設計與作業海域井身結構匹配。

圖1 泥線懸掛器結構

（1）套管掛。套管掛在泥線懸掛器內，具有下列典型的功能和特點：支承套管柱的重量，允許環空通道到地面井口裝置，在下入或座入以前的懸掛器的同時，允許鉆井液旁流，允許連接送入工具、立管回接接頭或水下轉換設備，在固井作業期間，保證套管柱往復運動。

（2）端部連接。套管掛和送入工具通常與套管兩端連接的延伸部分安裝在一起。通常情況下，送入工具（聯頂接頭）延伸部分與套管短節延伸部分之間為公螺紋對母螺紋，套管掛與套管延伸部分之間為公螺紋對公螺紋。在發運在鉆井裝置之前，應裝配套管延伸部分、送入工具和套管掛。這樣就允許搬運套管掛總成，并像另一根套管一樣下入。

（3）座放臺肩。套管掛上的座放臺肩通常分為以下兩種型式：固定支撐環，非固定或膨脹/收縮鎖環。固定支撐環座放在聯頂環或前一套管掛內的斜面座放臺肩（45°）上。在該聯頂環上，保持鉆井液和水泥通道旁流口及足夠的承載能力。非固定支撐環有一個膨脹/收縮載荷鎖環，位于相應的座放槽內。有時在固井作業期間，套管在懸掛器座之上短距離往復運動。因此，非固定聯頂環通常沒有永久鎖合機構。

（4）內部型面。泥線套管掛器內部型面適用于這些功能：鎖定和密封送入工具（聯頂接頭）和回接異徑連接裝置、座放套管掛，送入工具和回接異徑連接裝置的鎖定和密封機構通常是泥線套管掛的上部內部型面。送入工具采用螺紋式連接，設計能以順時針方向旋轉釋放。

2.2 材料選型方案

材料選型主要考慮因素：水下井口裝置與生產介質接觸的零部件材料須同時具有良好的抗海水腐蝕及原油介質腐蝕的能力。須經焊接制造的零部件材料須具有良好的可焊性。針對海底的低溫環境與生產介質的溫度落差，加上外部環境載荷及內部高壓的承載工況，除要求高強度外，水下采油樹關鍵部件材料還須具有良好的晶粒組織、低溫韌性及抗熱疲勞性能。

最終基體材料選用低合金鋼，部分生產流體浸潤面及密封面耐蝕層堆焊，其余鋼結構及緊固件按標準要求選用低合金鋼或碳鋼。

2.3 防腐設計方案

防腐設計考慮的主要因素：防止海水腐蝕及生產介質腐蝕。主要通過以下方式來實現：

（1） 進行表面涂敷（包括零部件表面噴涂海洋油漆及表面噴涂超薄復合聚四氟乙烯）。

（2） 流體浸潤面進行耐腐蝕合金堆焊。

（3） 設備連接陰極保護裝置。

（4）考慮到在水下安裝及維修過程中，防腐涂層因摩擦和碰撞而脫落，關鍵部件表面采取噴涂超薄復合聚四氟乙烯表面處理工藝（XYLAN工藝）。其特點是：超薄復合聚四氟乙烯表面處理技術是一種將主要成分為聚四氟乙烯的超細顆粒通過熱噴涂工藝均勻打到金屬表面，形成一層具有附著力強、超薄致密（涂層厚度僅為0.03 mm）、高潤滑性、高防腐性、耐高溫等特點的薄膜，對高精度配合件基本沒有尺寸方面的影響。

3 懸掛能力校核分析

額定懸掛能力定義為在規定位置零部件可懸掛的最大重量，以φ244.5 mm套管懸掛工況為例進行分析。材料性能參數引用自ASMEⅡ-D材料性能標準，并結合實際工作工況綜合取值。在溫度場作用下（最高工作溫度121℃、最低工作溫度2℃、常溫25℃），采用有限元強度分析，如圖2所示為最高工作溫度下熱固耦合應力云圖，分析可知最大應力點在套管螺紋扣根部，且超過材料屈服強度的區域均在套管螺紋部分，其范圍很小。該區域存在較大的二次應力，應當予以考慮。

圖2 套管掛熱固耦合應力云圖

套管掛螺紋根部進行應力線性化，如圖3所示。最終評定在額定最高溫度下，套管掛在額定工作壓力下的內部、中部、外部的最大應力分別為1 359.8、276.57、360.42 MPa（計算條件參考了API 17D和ASME VIII-2標準）。

圖3 螺紋根部應力線性化

表1所示為各部應力計算情況，結果顯示最高溫度條件下內部、中部、外部的薄膜應力均為324.3 MPa，小于標準要求的413.6 MPa，校核通過。而薄膜應力+彎曲應力分別為655.48、324.3、425.73 MPa，小于標準要求的1 034 MPa，校核通過。

表1 懸掛器螺紋根部載荷計算結果

以此方式開展最低溫度工況評定，結果顯示低溫條件下內部、中部、外部最大應力分別為1 066.9、275.01、101.6 MPa，其中薄膜應力240.62 MPa小于標準要求的413.6 MPa，校核通過，而薄膜應力+彎曲應力分別為356.06、240.62、144.17 MPa小于標準要求的620.4 MPa，校核通過。

4 現場應用

2016年在東海油氣田TT區塊6-1探井中應用了國產水下泥線懸掛器。該井完鉆井深4 421 m，采用四開井身結構：φ914.4 mm井眼×φ762 mm導管（下深182 m）+φ 444.5 mm井眼×φ339.7 mm套管（下深2 153 m）+φ311.1 mm井眼×φ244.5 mm套管（下深3 985 m）+φ203.2 mm井眼完鉆深度4 412 m（回填棄井）。作業區域平均水深85 m，采用自升式鉆井平臺作業。

4.1 出泥高度確定及實施

在泥線懸掛器及水下井口系統安裝中，出泥高度直接影響所有水下井口裝置的穩定性，因此出泥高度的計算研究對作業安全具有直接影響。張偉國等提出了導管出泥高度的計算方法及分析模型，如圖4所示。

圖4 水下導管出泥高度循環求解過程

陳熾彬[5]等提出了用于分析水下井口導管出泥高度的有限元軟件計算模型，模型綜合了土質參數、井口傾斜角、井口彎矩、豎向載荷和橫向載荷、隔水導管和表層套管性能等；對于水下井口而言，最危險工況為完井作業工況，完井工況的側向力比鉆井工況大一個數量級，并且完井工況的彎矩也較大；井口允許導管出泥高度和井口傾角之間近似為二次曲線關系，如圖5所示。

圖5 水下導管允許出泥高度與傾斜角度關系曲線

根據上述計算方法以及東海隔水導管最大傾斜角度為0.5°，計算得出該地區水下井口出泥高度為3～3.5 m，結合東海地區棄井規范要求，該井井口出泥高度3 m左右，誤差不超過±0.5 m。

為了節約成本，采用自升式平臺作業，要確保井口出泥高度，必須通過對比守護船測量水深以及插樁時樁腿長度，取準水深數據，提前丈量好水下井口以上隔水管長度。

4.2 φ244 mm套管掛座掛問題

該套國產水下泥線懸掛器φ244 mm套管掛座掛原理為銷釘剪切式，套管座掛是確認φ244 mm套管掛座放在φ339.7 mm套管掛臺肩上，并且銷釘剪切。在TT6-1作業時，出現銷釘始終無法剪切的問題，導致第一次無法順利座掛，分析認為存在以下原因：

（1） 由于套管柱在井筒內不居中，導致φ244mm套管掛下入過程中聯頂環與套管壁接觸變形，座掛過程中受力不均，影響剪切環受力剪切，當座掛噸位過大時聯頂環變形并擠入下層套管。

（2）作業現場打磨套管掛倒角狀態不理想。因此現場拆卸4顆銷釘（共10顆），反復活動，最終座掛成功，同時在后續作業中做了如下改進：其一，改變銷釘剪切方式，將聯頂環與套管掛本體直接通過剪切銷釘連接，方便剪切力傳遞；其二，調整聯頂環與套管掛本體配合間隙，避免聯頂環變形過大影響座掛；其三，在陸地車間打磨套管掛倒角。

4.3 安裝保護帽作業

為避免資源浪費，在東海油氣田近年來發展了勘探，開發一體化作業思路，具體是在采用探井勘探時，如果實鉆過程有較好的油氣顯示，則作業完成后棄井保留井口，等待后續合適時機可再次重復利用。因此在作業后涉及井口套管回收和保護帽安裝作業，保護帽的主要作用是保護各層套管井口。

根據設計各類型套管回收時均需正轉，自升式平臺安裝井口時需下入WE卡瓦，為了避免后續無法轉動，套管下入時坐卡不坐重量。由于作業周期較長，各類套管受溫度及其他因素影響都存在一定的形變，棄井時卡瓦坐掛無法順利取出，因此出現套管無法轉動的情況。在套管回收作業過程中，最終通過提高扭矩極限，活動卡瓦的方法使作業取得成功，但影響了作業時效。

隔水管安裝保護帽存在一定的難度，主要是自升式平臺上送入工具與井口對中困難，且送入工具容易被海浪拍打，存在脫手落海的可能性。現場通過ROV機器人協助，增加現場臨時設計的防墜帶，并選擇好的天氣作業，最終保證作業順利進行。

5 結束語

本文著重對國產水下泥線懸掛器的主要工況參數校核、材料選型和防腐方案設計進行了研究，開發的泥線懸掛器得到成功的應用。目前國產水下井口裝置研究與應用仍處在初期階段，需要根據應用情況不斷總結、分析和技術改進。

[1]王定亞，劉小衛，金弢，等.海洋水下井口裝置技術分析及發展建議[J].石油機械，2011，39（1）：170-173.

[2]劉小衛，王定亞，陳雪娟，等.套管泥線懸掛系統技術分析與發展建議[J].石油機械，2012，40（8）：72-75.

[3]王定亞，鄧平，劉文霄.海洋水下井口和采油裝備技術現狀及發展方向[J].石油機械，2011，39（10）：75-79.

[4]張偉國，謝華，楊進，等.水下導管出泥高度對井口穩定性的影響研究[J].石油機械，2012，40（4）：68-70.

[5]陳熾彬，張萬兵.邊際氣田水下井口排水采氣工藝技術探討[J].天然氣工業，2016，36（2）：66-71.